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TECHNOLOGIES PERMETTANT DERÉDUIRE L’UTILISATION DU DIESELDANS LES TERRITOIRES DES RÉSEAUXAUTONOMES D’HYDRO-QUÉBEC

Préparé par :

Philip Raphals

Søren Krohn

Martin Tampier

Préparé pour :

Hydro Québec

Direction Régionale – Réseaux Autonomes

Planification du Réseau

15 mai 2006

CENTRE HÉLIOS15 mai 2006

Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomespage i

TABLE DES MATIÈRES

1. INTRODUCTION 1

2. CONTEXTE 1

3. REMARQUES GÉNÉRALES 3

4. MÉTHODOLOGIE DE CALCULS ET PARAMÈTRES UTILISÉS 4

5. ORGANISATION DES FICHES 7

6. FICHES TECHNIQUES 10

6.1. Réseau de chauffage urbain 10

Fiche 1 : Chauffage urbain (cogénération) 11

6.2. Électricité thermique 21

Fiche 2 : Cogénération à la biomasse 22

Fiche 3 : Biodiesel 29

Fiche 4 : Biogaz 35

Fiche 5 : Microturbines à gaz 40

6.3. Électricité renouvelable 45

Fiche 6 : Énergie marémotrice 46

Fiche 7 : Énergie hydrocinétique 54

Fiche 8 : énergie des vagues 59

Fiche 9 : Solaire photovoltaïque 65

Fiche 10: Petites éoliennes 70

6.4. Énergie thermique 76

Fiche 11 : Thermopompes 77


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomespage ii

Fiche 12 : Solaire thermique 83

Fiche 13 : Fournaises plus efficaces 87

Fiche 14 : Fournaises à granules de bois 92

Fiche 15 : Stockage de chaleur 99

6.5. Stockage d’énergie 104

Fiche 16 : Hydrogène avec piles à combustibles 105

Fiche 17 : Stockage par air comprimé 115

Fiche 18 : Pompage hydraulique 120

Fiche 19 : Volant d’inertie 125

Fiche 20 : Hyper condensateurs 129

Fiche 21 : Demande d’électricité différable ou optionnelle 134

7. CONCLUSIONS 138

7.1. Production d’électricité et cogénération 142

7.2. Stockage d’électricité 143

7.3. Chaleur 144

7.4. Comparaisons 145

7.5. Technologies prometteuses 146

7.6. Prochaines étapes 147

ANNEXE I – GRAPHIQUES SOMMAIRES 149

ANNEXE II – PROGRAMMES FÉDÉRAUX SUR LES ÉNERGIES RENOUVELABLES 154


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomespage 1

1. INTRODUCTION

Ce rapport présente une série de fiches techniques décrivant les technologies potentiellementutilisables dans les réseaux autonomes dans le Nord du Québec. Ces fiches renseignent sur une

gamme d’aspects de chaque technologie, y compris :

le coût par kilowatt et par kilowattheure produit,

la performance anticipée dans un climat froid,

les contraintes de construction, d’opération et de maintenance,

les qualifications requises du personnel,

l’intégration avec le réseau électrique et les sources d’électricité existantes,

le statut de la technologie et les fournisseurs potentiels,

la durée de vie de l’équipement,

les contraintes liées aux ressources locales,

le déplacement de diesel ou de mazout, et

les émissions de gaz à effet de serre (GES).

Tel que précisé dans notre soumission, les fiches sont précédées de dossiers de quelques pages

qui élaborent les caractéristiques techniques de chaque technologie, l’évolution passée et prévuede ses coûts, ou les possibles synergies avec d’autres technologies et approches.

2. CONTEXTE

Hydro-Québec dessert environ une vingtaine de réseaux autonomes qui sont alimentés par desgroupes diesel. La substitution du diesel par des ressources renouvelables était déjà un objectif

important même avant la hausse récente des prix des carburants fossiles. Dans la conjonctureactuelle, cet intérêt est devenu pressant.

En principe, le coût élevé des carburants fossiles dans les réseaux autonomes devrait ouvrir la

porte à des alternatives basées sur les énergies renouvelables qui sont encore trop chères dans lesrégions ayant accès au réseau principal. Cette étude explore donc le potentiel de ces alternatives



pour réduire les besoins en carburants fossiles tout en maintenant la stabilité et la fiabilité duréseau électrique.

De plus, la demande en électricité est en hausse dans les réseaux autonomes, ce qui nécessite soit

une augmentation des capacités existantes, soit le rajout d’autres sources d’électricité pourfournir de l’énergie supplémentaire. La capacité des réservoirs en carburants fossiles est aussi

une contrainte importante, étant donné les coûts élevés qui accompagneraient son expansion.

En même temps, le marché des technologies en énergie renouvelable a évolué fortement au coursdes années passées. Plusieurs des nouveaux concepts et technologies présentés ici pourraient être

employés pour alléger la situation dans les réseaux autonomes, tout en respectant le principe dela durabilité et les obligations du Canada vis-à-vis de la réduction des émissions de GES.

Certaines de ces technologies sont déjà disponibles à des coûts concurrentiels dans le contextedes réseaux autonomes. D’autres sont encore plus chères que le diesel, mais pourraient devenir

rentables à court ou moyen terme, dû entre autres aux améliorations technologiques. Il existeaussi des technologies émergentes qui ne sont pas encore disponibles au niveau commercial,mais qui achèveront probablement cette maturité d’ici quelques années. Il est conseillé de

surveiller le développement de celles-ci au cours des années à venir pour réévaluer leur potentielde contribution aux besoins des réseaux autonomes.

Les besoins en chaleur sont également pourvus par les produits pétroliers dans les réseauxautonomes. Trouver des alternatives basées sur la biomasse, les thermopompes, la cogénérationou le solaire thermique pourrait offrir des opportunités de réduire le coût annuel des services

mais aussi les émissions de GES. Ces alternatives permettraient de poursuivre un chemin plusdurable et de remédier à la hausse de demande pour les carburants tout en évitant

l’aggrandissement des réservoirs existants. Dans l’optique de minimiser les coûts économiques etenvironnementaux pour répondre aux besoins énergétiques des communautés éloignées, il

importe d’élargir nos horizons au-delà de la fourniture d’électricité, pour identifier les synergiesimportantes qui peuvent exister entre les diverses activités de la Direction Régionale Réseaux

Autonomes, d’une part, et ses clients, de l’autre.

La comparaison technique et économique des technologies disponibles est donc une premièreétape dans la planification des réseaux autonomes. Elle constitue un outil d’identification des

technologies les plus prometteuses pour gérer les problèmes qui s’y posent présentement et àl’avenir.



3. REMARQUES GÉNÉRALES

L’objectif des fiches contenues dans ce rapport est de présenter un survol de différentes énergies

renouvelables et technologies dans l’énergie, survol qui constitue un premier pas dans

l’évaluation de la technologie pour les réseaux autonomes dans le Nord du Québec. Ces

technologies ont été retenues parce qu’elles offrent des solutions potentiellement intéressantes,

d’un point de vue économique et environnemental, aux demandes d’énergie dans ces petites

communautés isolées.

Aucune des fiches n’a l’ambition de présenter un examen exhaustif de la technologie en

question. Cette approche se veut plutôt un outil qui permettra aux gestionnaires d’Hydro-Québec

de faire une évaluation préliminaire de l’applicabilité de chacune des technologies au contexte

local.

Notre mandat excluait certaines technologies, soit parce qu’elles ont récemment fait l’objet d’un

compte rendu dans d’autres publications, soit parce qu’il s’agit de technologies qui sont déjà

mises en oeuvre par Hydro-Québec. C’est le cas de la génération au diesel, des petits et grands

barrages et également, avec les rapports récents de l’IREQ, du jumelage éolien-diesel à haute

pénétration. L’incinération des déchets ne fait pas partie des technologies incluses dans notre

mandat, même s’il aurait pu être intéressant de l’intégrer.

D’autres technologies qui auraient pu faire l’objet d’un examen de ce type incluent les

concentrateurs solaires (comme celui utilisé dans la communauté d’Okotoks en Alberta), les

turbines à gaz centralisées, les installations de chauffage urbain (autre que cogénération), et les

nouveaux types de batteries pour le stockage (dont notamment la batterie redox à vanadium). Il

serait également important d’étudier les synergies résultantes de la combinaison de différents

systèmes. Soulignons cependant qu’il n’est pas toujours possible de tirer des conclusions sans

modéliser en détail une situation particulière.

Il faut également souligner que la portée de ce mandat n’inclut pas l’évaluation des ressources

naturelles de chaque communauté en termes de potentiel éolien, hydroélectrique, de biomasse ou

de géothermie, ni un inventaire des infrastructures existantes, des conditions géotechniques et

des routes, des aspects logistiques, ou autres, reliés à la géographie locale. Ces limites empêchent

les auteurs d’en venir à une conclusion quelconque concernant la convenance des différentes



technologies pour une communauté donnée, et signifient également que toutes les estimations de

coûts devraient être considérées comme des calculs synthétiques, qui pourraient ne pas convenir

aux contextes réels des villages.

Alors que nous avons tenté de faciliter la comparaison entre les fiches, il est important d’en

reconnaître les limites. Le haut degré d’incertitude associé avec des estimations génériques de ce

type, combiné avec le fait que, pour chaque fiche, nous avons essayé de décrire la configuration

la plus plausible, fait en sorte que les coûts associés à chaque technologie sont précisés à titre

indicatif et ne sont pas nécessairement strictement comparables.

Cela dit, les fiches sont construites de manière à pouvoir facilement modifier leurs différents

paramètres. Cela s’applique aux coûts de transport, aux principes d’amortissement, aux coûts des

carburants ou à d’autres aspects. Il est prévu qu’Hydro-Québec s’appuiera sur son expérience

pour ajuster les calculs selon ses besoins.

4. MÉTHODOLOGIE DE CALCULS ET PARAMÈTRES UTILISÉS

Lorsque cela était possible, nous avons tenté d’estimer le coût de revient des technologiesexaminées. Cet exercice est truffé de difficultés, dues notamment aux grandes différences entre

une communauté et une autre à l’égard, par exemple, de la disponibilité des ressources et de leurqualité, des coûts requis pour intégrer de nouvelles ressources au réseau existant, et du besoin de

nouvelles capacités de production. À cela s’ajoute les profils de production très différents desdifférentes technologies, ainsi que l’évolution rapide des coûts de celles qui sont en voie de

maturation. Nos estimations de coût se basent, lorsque possible, sur des coûts réels desinstallations existantes. Or, les coûts d’un projet pilote sont inévitablement beaucoup plus élevéqu’ils le seront une fois la maturité commerciale atteinte. Pour toutes ces raisons, les coûts

présentés ici ne sont qu’une première approximation.

Le RETSCREEN, un logiciel canadien pour évaluer la production énergétique, le coût du cycle

de vie et la réduction des émissions de GES pour certaines technologies renouvelables, futemployé lorsque cela était pertinent. Dans le cas des analyses RETSCREEN, nous avons choisila latitude 55°, paramètre important pour certaines technologies comme le solaire. C’est une

latitude moyenne pour le Québec du Nord (Schefferville), mais certaines communautés peuventêtre situées plus au nord que 60° de latitude.



Tableau Valeurs de base utilisées pour les calculs de rendement

Paramètre ValeurCoût présent de l’électricité (diesel) 0,40 $/kWhCoût de diesel (livré) 1,23 $/litreCoût de mazout (livré) 1,09 $/litreUtilisation du carburant diesel 0,3 l/kWhÉmissions diesel (groupe électrogène) 800 kg CO2/MWh

0,3 kg PM10/MWh1

10 kg NOx/MWh1

0,25 kg SO2/MWh1

Émissions mazout (chauffage résidentiel d’eauet d’air, efficacité moyenne de 73,5%)

340 kg CO2/MWhth

0,1 kg PM10/MWhth

4,2 kg NOx/MWhth0,11 kg SO2/MWhth

Contenu en énergie mazout/diesel 37,9 MJ/litreEfficacité d’un système chauffage au mazout 76% (efficacité moyenne)Efficacité d’une chaudière d’eau 65%Surcoût d’installation aux réseaux autonomes variable selon la technologieLatitude géographique 55°Valeur d’un crédit de CO2 15 $ par tonne

1 http://www.ecy.wa.gov/programs/air/PDFS/Non-roadDieselStudy.pdf, p. 60; diesel à bas contenu en soufre(0,05%)

Le déplacement de diesel fut calculé sur la base d’une consommation de 0,3 litre par kWhproduite, ou sur la base d’une efficacité du chauffage d’air de 76% (74% pour la moyenne du

chauffage d’air et eau). Le diesel et le mazout sont traités comme équivalents. Ainsi, pour unetechnologie qui diminue l’utilisation de mazout mais augmente celle de l’électricité diesel, ou

vice versa, c’est le net entre les deux combustibles qui est utilisé aux fins de l’analyse.

Le déplacement en émissions de gaz d’effet de serre fut calculé de la même façon, sur la base de2,66 kg de CO2 par litre de diesel ou de mazout. Ce chiffre comprend seulement les émissions

directes lors de la combustion; il ne tient pas compte ni des émissions pour la production ducombustible, ni de celles attribuables à la production des équipements. Les fiches donnent alors

une première estimation de l’effet de chaque technologie en ce qui concerne les réductions enémissions, mais elles ne remplacent pas de calculs plus détaillés sur un projet précis.

Le coût de combustible diesel utilisé est de 67 ¢ le litre avant taxes (96 ¢ avec taxes). C’est le

prix de février 2006, qui correspondait à un prix d’environ 60 $ le baril de pétrole.

Les coûts d’investissement ont été estimés en distinguant les coûts d’acquisition et

d’installation. Le coût d’acquisition est majoré par un coût de transport, qui peut varier selon larelation entre le poids et le coût d’un équipement. Pour un groupe diesel, le coût de transport est



estimé à 100 % du coût d’acquisition; pour des panneaux photovoltaïques, on l’estime àseulement 10 % du coût de l’équipement.

En ce qui concerne le coût d’installation, les coûts typiques pour le sud sont majorés par un

surcoût pour les régions éloignées. En règle générale, nous avons estimé ce surcoût à 50 % ducoût de base de l’installation.

Pour les coûts en capital des équipements, suivant l’approche suggérée par HQRA, nous avons

estimé les coûts de la première année, y compris les frais financiers et l’amortissement, commeétant égal à 10 % de l’investissement total. Notons cependant que cette approche a l’effet de

surestimer d’une part les coûts en capital pour des équipements ayant une très longue durée devie, comme par exemple les actifs d’un réseau municipal de distribution de chaleur (fiche 1) ou

d’un système d’accumulation par pompage hydraulique (fiche 17), et de sous-estimer d’autrepart ces coûts pour les actifs de courte vie utile, comme par exemple les piles à combustibles

(fiche 16).

Dans le tableau suivant, cette approche de calcul est appliquée à la production d’électricité pardes groupes électrogènes fonctionnant au diesel, d’une part, et par le chauffage résidentiel à base

de mazout d’autre part. Ces calculs nous donnent des coûts de 40,4 ¢ par kWh pour l’électricité,et de 15,7 ¢ par kWhthpour le chauffage, incluant les coûts en capital. Les coûts unitaires

d’opération seraient légèrement plus bas, soit 37,5 ¢/kWh pour le diesel et 14,0 ¢/kWh pour lechauffage au mazout.



COÛT DE REVIENT

par unité par kW par unité par kWpuissance installée, kW (système type) 1000 1 12 1

investissement requis ($/système)coût d'acquisition 850 000 $ 850 $ 3 000 $ 250 $coût d'installation 15% 150 000 $ 150 $ 560 $ 47 $transport 100% 850 000 $ 850 $ 600 $ 50 $surcoût installation 50% 75 000 $ 75 $ 280 $ 23 $Total investissement requis 1 925 000 $ 1 925 $ 4 440 $ 370 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 75,0% 75,0% 0,0% 0,0%MWh annuelle par système 6570,0 6,6 42,5 3,5durée de vie (ans) 10 10 10 10

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 192 500 $ 193 $ 444 $ 37 $- O&M fixe - $ - $ 280 $ 23 $- total Frais fixes 192 500 $ 193 $ 724 $ 60 $Frais variables- diesel/mazout 2 432 214 $ 2 432 $ 5 762 $ 480 $- O&M variable 32 850 $ 33 $ 202 $ 17 $- total Frais variables 2 465 064 $ 2 465 $ 5 964 $ 497 $Total Coûts annuels 2 657 564 $ 2 658 $ 6 688 $ 557 $

Coût unitaire (¢ /kWh)Coût unitaire d'opération (¢ /kWh) 37,5 14,0

diesel mazout

40,4 15,7

5. Organisation des fiches

Les fiches qui suivent sont présentées dans cinq groupes. Soulignons que plusieurs destechnologies étudiées peuvent être développées de façon centralisée ou décentralisée. Lorsquecela est pertinent, les deux options sont examinées à l’intérieur d’une seule fiche.

5.1. Réseau de chauffage urbain

Ce groupe consiste en une seule fiche, qui présente les coûts d’installation d’un réseau dechauffage urbain. La mise en place d’un tel réseau ouvre la porte à plusieurs technologies de

cogénération ou de production centralisée de chaleur.

5.2. Électricité thermique

Le deuxième groupe présente quatre technologies de production thermique d’électricité, donttrois utilisant des combustibles de source renouvelable. Ce sont :



fiche 2: centrale de cogénération à la biomasse,

fiche 3: remplacement du diesel fossile avec biodiesel,

fiche 4: biogaz, et

fiche 5: microturbines.

Quoiqu’elle utilise du combustible diesel, cette dernière technologie est analysée notamment à

cause de son grand potentiel pour la cogénération, ce qui permettrait de réduire l’utilisation demazout.

5.3. Électricité renouvelable

Ce troisième groupe présente cinq technologies de production d’électricité de source

renouvelable. Ce sont :

fiche 6: électricité marémotrice,

fiche 7: énergie hydrocinétique,

fiche 8: énergie des vagues,

fiche 9: énergie photovoltaïque, et

fiche 10: petites turbines éoliennes.

5.4. Énergie thermique

Le quatrième groupe présente cinq technologies de production de chaleur, dont trois sont desource renouvelable. Ce sont :

fiche 11: thermopompes,

fiche 12: solaire thermique,

fiche 13: fournaises à haute efficacité,

fiche 14: fournaises à granules de bois, et

fiche 15: stockage de chaleur.



5.5. Stockage d’électricité

Ce dernier groupe présente sept technologies de stockage d’électricité, dont les caractéristiqueset donc les applications potentielles sont très différentes. Toutes les fiches sur des options de

stockage d’électricité prennent comme hypothèse la présence d’un parc éolien qui aurait étééconomiquement optimisé. Des études démontrent que, pendant des heures de faible demande,

un tel système produira de l’énergie non utilisable. L’objectif de ces systèmes de stockage est derendre utilisable cette énergie qui serait autrement gaspillée.

La fiche 21 sur la demande différable est intégrée dans cette section parce que le fait de déplacer

une charge d’un moment à un autre est fonctionnellement similaire au stockage d’énergie, dansle sens où il permet un meilleur appariement entre l’offre et la demande.

Les fiches de stockage d’énergie sont :

fiche 16: hydrogène (avec piles à combustible),

fiche 17: stockage à air comprimé,

fiche 18: stockage par pompage hydraulique,

fiche 19: volants d’inertie,

fiche 20: hyper condensateurs, et

fiche 21: demande différable.



6. FICHES TECHNIQUES

6.1. Réseau de chauffage urbain


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 1 : Chauffage urbain (cogénération) - page 11

FICHE 1 : CHAUFFAGE URBAIN (COGÉNÉRATION)Description

Un système de chauffage urbain consiste en :

une ou plusieurs chaudières centrales ;

des conduits souterrains de distribution de l’eau chaude (ou de vapeur) ;

un échangeur de chaleur pour chaque bâtiment à chauffer (et un échangeur pour l’eau

chaude) ;

des systèmes de chauffage central placés dans les bâtiments ;

et un collecteur de retour des fluides refroidis vers la chaudière.

Le chauffage urbain est disponible en tant que technologie commercialisée depuis plusd’un siècle. On le trouve dans les grandes villes partout dans le monde développé (sauf,

avec quelques exceptions cependant, en Amérique du Nord). Depuis les 30 dernièresannées, la technologie a été de plus en plus utilisée, même pour de petits réseaux

villageois, et ce, surtout en Europe du Nord. 1

La technologie est fréquemment combinée avec la cogénération thermique utilisant le charbon,le gaz, le mazout, la biomasse et/ou l’incinération des déchets. L’efficacité de la génération

électrique avec des unités diesel est normalement de 1:3, c’est-à-dire qu’un tiers de l’énergie ducombustible est converti en électricité, alors que les deux tiers sont convertis en chaleur qui est

perdue dans le système de refroidissement à l’eau et dans les échappements atmosphériques desmoteurs diesel. Il est possible de récupérer une grande partie de ces pertes pour les besoins de

chauffage. Les pertes de refroidissement et les pertesd’échappement sont à peu près du même ordre de grandeur.

La disponibilité des tuyauteries préisolées a diminué les coûts

d’installation des systèmes de distribution aussi bien qu’engendréune minimisation des pertes thermiques dans les réseaux.

1 Au Danemark, plus d’1,5 million de foyers, c’est-à-dire 60 % des foyers, utilisent le chauffage urbain liéaux systèmes de cogénération.



L’enfouissement d’un tel système moderne est montré sur l’image à gauche (de Cornwall, ON). 2

Le métrage de la consommation individuelle, essentiel pour le fonctionnement économique, estmaintenant efficace grâce aux compteurs modernes.

Les systèmes de chauffage urbain sont déjà utilisés dans les milieux arctiques dans des réseaux

électriques autonomes où la génération est basée sur des groupes diesel, notamment au Groenland,où 13 réseaux autonomes (sur 74) sont dotés de systèmes majeurs de chauffage urbain.3 Un

exemple est montré sur l’image ci-dessous (Qaqortoq). La première centrale de cogénération diesela été construite en 1954 (à Quaanaaq). Six villes, qui utilisent l’incinération de déchets pour

produire de l’électricité, font aussi appel à des fournaises à huile centralisées puisque la chaleurrécupérée de la cogénération ne suffit pas à couvrir la demande de chauffage urbain.

En 2004 au Groenland, 182 GWh d’électricité vendue provenait

d’installations diesel et 192 GWh d’installations hydrauliques.La livraison de chaleur récupérée des unités diesel pour le

chauffage urbain s’élevait à 66 GWhth . Au total le chauffageurbain livrait 219 GWh th aux clients, y compris 20 GWhth de

chauffage d’incinération des déchets, 60 GWh th de combustionde mazout et 68 GWh th d’approvisionnement interruptible de

chauffage électrique de provenance hydraulique.

Cette dernière utilisation est peu conventionnelle : il s’agit d’une demande optionnelle, dans lesens que les 68 GWhth représentent la surcapacité de production de la nouvelle centrale

hydraulique à proximité de la capitale de Nuuk. Cette énergie remplace temporairement unegrande partie de la combustion de mazout dans les fournaises du système de chauffage urbain

(on trouvait aussi, autrefois, la cogénération diesel). Cette surcapacité sera présente pourquelques années encore.4

2 http://www.urecon.com/french/flogstor.html.

3 Rapport annuel 2004 de Nukissiorfiit, Approvisionnement énergétique du Groenland disponible surhttp://www.nukissiorfiit.gl/ et Marie-Louise Lemgart, ECON, Danmark, Øystein Ulleberg, IFE, Norge:Muligheter forfornybare energisystemer og hydrogenteknologi i Vest-Norden, Oslo 2005, disponible surhttp://www.norden.org/energi/sk/Vest-Norden-projektet%202004SLUrapport.pdf.

4 Interview avec Carsten Hansen de Nukissiofiit et les sites web http://www.nukissiorfiit.gl ethttp://www.statgreen.gl. Il y a un écart de 7 GWh dû aux sources différentes.



Au Canada, le chauffage urbain dans les villages arctiques commence à s’implanter. Il existeactuellement huit très petits systèmes de chauffage urbain en fonction destinés à des édifices

publics à Nunavut5 et un appel d’offres est en cours pour un projet de chauffage urbain dans laville d’Iqaluit.6 Il existe également quelques petits systèmes en opération pour des édificespublics dans les Territoires du Nord-Ouest.7

56 % des systèmes diesel de génération rurale en Alaska font une récupération de chaleur pourdes besoins de chauffage dans les centrales elles-mêmes, pour des moteurs diesel qui ne sont pas

en service et pour chauffer des réservoirs de diesel (ce qui peut permettre d’utiliser des types dediesel non-arctiques moins chers). L’utilisation de chauffage urbain en Alaska n’est pas

commerciale dans le sens que seulement un système sur six fait compter la chaleur récupérée. Iln’y a donc qu’une seule ville en Alaska (Bethel) qui possède un système de chauffage urbainréel.8

Puisque les réseaux de chauffage urbain groenlandais semblent plus développés que leurscontreparties en Amérique du Nord, le tableau ci-dessous montre les données de ces réseaux.

Notons qu’il y a beaucoup de variabilité entre les coûts de revient de la chaleur dans les

différents réseaux groenlandais. Ces différences sont dues en grande partie à l’utilisation decombustibles fossiles (0,45 $/l fuel). Les trois villes avec les coûts les plus bas (au-dessous de 20

$/MWhth) n’ont aucunement besoin d’acheter de combustibles puisque leurs systèmes decogénération produisent toute la chaleur nécessaire, c'est-à-dire que le système de chauffageurbain avec la cogénération n'atteint qu'une partie des immeubles dans ces villages.

5 À titre d’exemple, à Panniqtuuq, uniquement pour des écoles. Arviat, uniquement pour des écoles, unhôtel et un hôpital. Kugluktuk et Taloyoak, uniquement pour les usines de traitement des eaux. Source :http://www.nunatsiaq.com/archives/41029/news/nunavut/41029_11.html ethttp://www.yec.yk.ca/wind/presentations/May%2027/Project%20Development%20&%20Success%20Stories%20II/SteveKerr%20LeeDouglas%20Wind%20Energy%20-%20NWT%20and%20Nunavut.pdf.

6 Ikuma II Report: Meeting Nunavut’s Energy Needs, 2002, p. 37 a annoncé le projet. L’appel d’offres étaitannoncé sur http://www.nunavutpower.com/Jobs/Invitation%20to%20Tender%20-%20200510%20web.pdf.

7 http://www.ainc-inac.gc.ca/clc/tp/fortmc_e.html.

8 Alaska Rural Energy Plan, Vol. 1, April 2004. http://www.akenergyauthority.org/publicationAREP.html.



Tableau 1.1Systèmes de chauffage urbain au Groenland 2002 (11 sur 13 systèmes)9

Foyers200310

Puissanceinstallée2002

Générationannuelle2002

Chaleurrécupérée2002

Mazout ouincinérationde déchets200211

Électricitépourchauffageurbain

Coût /kWhe

en2004

Coût /MWhth

en 2004

Village No. MWe GWhe GWhth GWhth GWhe $/kWhe $/MWhc12

Nanortalik 578 2,3 4,2 2,9 0,0 0,53 21,15Qaqortoq 1227 3,4 10,1 7,7 3,2 *) 0,38 73,47Paamiut 956 2,8 6,4 0,9 15,8 0,49 86,46Nuuk 13 5147 30,0 164,0 (hydro) 33,0 *) 34,0 0,28 43,79Sisimiut 1820 8,2 18,0 12,0 13,0 *) 0,34 70,87Aasiaat 1176 2,1 12,8 7,9 6,3 0,38 68,46Quasigiannguit 584 2,4 5,6 3,1 2,3 0,50 76,26Ilulissat 1453 8,8 18,6 7,6 3,9 0,32 51,39Uummannaq 540 1,5 5,6 1,8 0,0 0,48 13,54Upernavik 14 360 1,9 5,7? ? 0,0 0,52 11,50Qaanaaq 15

228 1,4 2,7 3,6 1,4 0,80 56,03(Tarif 2004) 16 (0,058) (0,41) (85,72)*) Y compris l’incinération de déchets. Source From Garbage Dump to Modern Refuse Management, Danish-Greenlandic Environmental Cooperation. http://www.mst.dk/udgiv/publications/2001/87-7944-977-8/html/kap13_eng.htm

9 http://www.nukissiorfiit.gl/. Les coûts indiqués pour le kWh électrique et thermique représentent lescalculs du coût de revient fait par les services publics eux-même, qui allouent leurs coûts fixes etvariables entre ces deux produits.

10 Statistique Groenland, http://www.statgreen.gl/.

11 Il y a des installations d’incinération de déchets à Qaqortoq, Nuuk et Sisimiut.

12 Taux de change le 13 mars 2006: 1 CAD = 5,3898 DKK.

13 Le système de chauffage urbain dans la capitale Nuuk utilise l’hydroélectricité pour le chauffage et nonla récupération de chaleur puisqu’il y a présentement une surcapacité de la centrale hydraulique. Lesystème de chauffage urbain était déjà en place avant la construction du projet hydroélectrique. Lesystème hydraulique utilise des systèmes diesel avec récupération de chaleur comme backup.

14 La chaleur récupérée à Upernavik ne sert qu’à chauffer quelques appartements municipaux dans laville.

15 Ce système inclut la récupération de la chaleur des échappements.

16 Depuis 2005 la tarification de l’électricité au Groenland est en cours de changement vers des tarifspartiellement différentiés selon les coûts de production locaux. Les coûts de génération maximauxs’élèvent à 2,38$/kWh.



Coût de revient annuel

Afin de déterminer de manière réaliste les coûts d’un système de chauffage urbain moderne dansun milieu nordique, il faut faire référence à une configuration concrète.

Les investissements nécessaires pour la construction d’un système de chauffage urbain se

divisent en trois :

1. L’équipement central, c’est-à-dire des fournaises centrales et/ou des systèmes derécupération de chaleur des unités diesel des centrales électriques. Les systèmes de

récupération de chaleur peuvent capter la chaleur uniquement de l’eau de refroidissement(l’option la moins chère et une option standard sur la plupart des diesels nouveaux) ou, en

plus, capter la chaleur des gaz d’échappement. De plus, il faut investir dans des pompespour le réseau de transmission de chaleur, un système de contrôle électronique, des

échangeurs de chaleur, etc. ; selon l’expérience au Groenland (le village de Paamiut),l’équipement de récupération de chaleur ajoute 15 % au prix d’une nouvelle centrale.

Dans le cas de Paamiut, ce coût est de 15 % de 10,4 millions $, c’est-à-dire 1,6 million $.

2. Le réseau de transmission de chaleur, y compris son enfouissement ou autres formes destabilisation comme l’encastrement en canaux de béton ou d’acier sur la surface des

rochers. Les coûts dépendent de la longueur du réseau, du nombre de clients sur le réseau,des conditions géotechniques, etc. En général, les coûts au Groenland sont deux fois plus

élevés que ceux du Danemark. La durée de vie d’un réseau est d’au moins 40-50 ans(quelques réseaux au Groenland sont actuellement en processus de réfection). Le prix par

mètre de réseau de chauffage, y compris son enfouissement ou son encastrement, est de750 $/m en 2006 au Groenland (50 % enfoui, 50 % placé sur ou encastré dans les

roches).17

3. Les échangeurs de chaleur dans les maisons à chauffer, approximativement 2 500 $ -4 000 $ chacun. À cela s’ajoutent des coûts pour le raccordement au réseau y compris

l'excavation, les coûts d'installation y compris les pompes et les travaux électriques. Lecoût total du raccordement s'élève donc à 9 500 $. Nous présumons 10 000 $ dans lescalculs ci-dessous. Les derniers 500 $ par foyer couvrent les contributions pour les

fournaises centrales mentionnées ci-dessous.

17 L'exemple est livré par le bureau d'étude RAMBOLL au Danemark et confirmé par l'entrepreneur localpour sa soumission à Ilulisat, Groenland.



Les coûts d’opération consistent en :

1. L’opération et l’entretien du réseau, l’administration ;

2. L’énergie électrique pour le pompage; et

3. Les combustibles pour des fournaises dans le cas où le chauffage économiquement

récupérable de la génération électrique ne suffit pas à remplir les besoins de chauffagedes clients raccordés au réseau.

Pour les calculs ci-dessous nous ajoutons 100 000 $/an pour les premiers deux éléments.

Les autres paramètres de calcul sont les suivants :

1. Une installation de 1 MWe et de 1,5 MWth, avec une récupération de chaleur des gaz

d’échappement.

2. 10 % de pertes dans le réseau de transmission, donc une capacité réelle de 1,35 MWth.

3. 60 % du chauffage récupéré est utilisable (c'est-à-dire qu'une partie est perdue en été). Il

est possible que ce paramètre soit trop conservateur dans un milieu arctique.

4. 60 % des besoins de chauffage sont livrés par la chaleur récupérée, 40 % sont couvertspar l'utilisation de mazout brûlé dans des fournaises centrales.

5. L'efficacité des fournaises centrales est de 95 %.

6. Le coût des fournaises n'est pas inclus puisqu'on a déjà implicitement ajouté 132 000 $ detrop dans les calculs pour l'équipement chez les clients, c'est à dire 500 $ par client.

7. 246 foyers sont compris dans les calculs, étant donné que les besoins de chauffage

annuels sont de 48.000 kWhth par foyer, et que la production annuelle de chaleurutilisable, y compris le chauffage à mazout, est de (1350 * 8760 *0,6) / 0,6 kWhth.

8. Il y a 3 000 m de réseau dans le village utilisé comme exemple.



Particularités et contraintes connues

Aspects techniques : Pertes de chaleur

Les pertes énergétiques avec les distances de transmission de chauffage sont traditionnellementperçues comme des obstacles majeurs pour le chauffage urbain dans les rapports Alaskains (qui

ne sont apparemment pas fondés sur beaucoup d’expériences concrètes des petits réseaux, sauf lechauffage de quelques édifices publics). Les rapports Alaskains citent généralement une distance

maximale de 800 m entre une centrale diesel et les consommateurs.18

L’entreprise d’électricité groenlandaise Nukissiorfiit a une expérience considérable dans lemilieu arctique. Chez Nukissiorfiit, la question de pertes (avec les tuyauteries préisolées

modernes) est plutôt perçue comme une question d’optimisation de la couverture du réseau.Plusieurs centrales groenlandaises sont éloignées de 1,5 km des villages sans que les pertes ne


COÛT DE REVIENT

par unité par kWPuissance installée, kW (système type) 1350 1

investissement requis ($/système)Coût d'acquisition réseau 2 250 000 $ 1 667 $Coût de raccordement & exc chaleur 246 foyers 4 106 250 $ 3 042 $Échangeur de chaleur central et autre équipment 300 000 $ 222 $Total investissement requis 6 656 250 $ 4 931 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 100,0% 100,0%MW h annuelle par système 11826,0 8,8durée de vie 50 50

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 665 625 $ 493 $- O&M fixe 150 000 $ 111 $- total Frais fixes 815 625 $ 604 $Frais variables MW h- Carburant 5345,08475 611 794 $ 453 $- O&M variable - $- total Frais variables 611 794 $ 453 $Total Coûts annuels 1 427 419 $ 1 057 $

Coût unitaire (¢ /kWh) 12,1

Cogénération



soient considérées comme étant importantes. À Paamiut les pertes sont de 12,8 %. À Quaanaaq,le village le plus septentrional du Groenland (à 78° N), les pertes sont les plus basses du pays,

soit de 9,7 %. Ceci est largement dû au fait que les températures d’opération du système deQuaanaaq (du côté départ et du côté retour) sont plus basses qu’ailleurs. Notons par ailleurs quela centrale diesel à Quaanaaq intègre un système de récupération de la chaleur des gaz

d’échappement.19

Économie

Afin d’être économique, il faut qu’il y ait une importante densité géographique des charges du

système de chauffage urbain, c’est-à-dire que les besoins de chauffage par km de tuyaux soientsuffisamment importants. Sinon, les coûts de tuyauteries et les pertes thermiques deviennent trop

élevés.

La tarification des livraisons de chauffage se fait normalement avec un tarif par MWh d’énergieplus un tarif par m3 d’eau circulant dans l’échangeur de chaleur de chaque client. La tarification

par m3 encourage une température basse de retour, ce qui augmente l’efficacité du système. Avecune plus grande différence entre la température de l'eau de sortie du réseau et celle de retour le

même réseau peut transporter plus d'énergie avec des diamètres de tuyaux donnés et avec unevitesse de circulation donnée (et donc un coût de pompage donné). Les clients peuvent obtenir

une efficacité plus élevée en utilisant des grands radiateurs ou (mieux) des planchers radiants eten diminuant la température d'entrée à la résidence autant que possible selon la température et levent à l'extérieur. (Les systèmes de contrôle électroniques qui font ce réglage automatiquement

peuvent également économiser le chauffage individuel à mazout ou au gaz).

Organisation

Les réseaux de chauffage urbain sont des monopoles naturels de même droit que les réseaux

électriques. Il y a clairement des économies d’échelle (et des économies de réseau) dansl’application de cette technologie. Le chauffage urbain est une méthode extrêmement efficace

d’utilisation de combustibles, mais la technologie exige une coordination étroite entrel’approvisionnement d’énergie et la planification spatiale locale. Cette coordination essentielleest institutionnellement difficile à réaliser dans beaucoup de juridictions. Le succès de la

technologie dans les pays scandinaves est étroitement lié au fait que les conseils municipaux ont

19 Si on tient compte du fait que les fournaises centrales de mazout sont en général plus efficaces quedes fournaises individuelles, c’est clair que le chauffage urbain moderne a une efficacité énergétique quipeut facilement faire concurrence au chauffage décentralisé.



pu obliger les propriétaires d’immeubles à raccorder leur système de chauffage au réseau dechauffage commun – et/ou à offrir des modèles de financement des installations d’échangeurs de

chaleur à un prix intéressant. Ces expériences sont très différentes de l’expérience de l’Alaska oùla faible tradition d’intervention du secteur public fait en sorte que même quand le chauffage estoffert gratuitement aux écoles ou aux systèmes d’approvisionnement d’eau, ces derniers refusent

souvent, citant leur « indépendance » comme argument essentiel.20

En ce qui concerne l’opération de la génération électrique conjointement avec le réseau de

chauffage urbain (avec ou sans stockage de chaleur), il y a des interdépendances techniques etéconomiques qui font en sorte que, afin de minimiser les coûts, il est important que soit les deux

fonctions relèvent de la même entreprise, soit les opérateurs des deux systèmes aient de trèsbonnes relations.21

Il serait intéressant de développer des lignes directrices en ce qui concerne les systèmes de

chauffage dans les régions concernées (au moins pour des édifices publics) qui encourageraientl’implantation des systèmes de chauffage à basse température tels que des planchers radiants, quiaugmentent sensiblement l’efficacité des systèmes de chauffage urbain : Avec une plus basse

température de départ, il y a moins de pertes thermiques dans un réseau de chauffage urbain. Deplus, la récupération de chaleur de cogénération sera plus efficace plus la différence entre la

température de départ et la température de retour sera grande.


21 Selon l’expérience scandinave cité dans Mogens Kjær Petersen & Jørgen Aagaard: HeatAccumulators, News from DBDH 1/2004, Copenhagen, Denmark 2004.



Chauffage urbainDescriptionLe chauffage urbain consiste en une ou plusieurschaudières centrales, en conduits souterrains dedistribution de chauffage à l’eau (ou vapeur), enun échangeur de chaleur pour chaque bâtiment àchauffer (et un échangeur pour l’eau chaude), enradiateurs placés dans les bâtiments et en uncollecteur de retour des fluides refroidis vers lachaudière.

Coût ($/kWth) 4 931 $ Qualité du serviceTaille du système type (kW) 1 000 kWe

1 500 kWth

Coût total par système 6 656 250$Déplacement de diesel (litres parkW installée, /an) 666Déplacement de CO2 (kg/an, parkW installée) 1771Coût de revient (¢/kWh) 12,1

Le chauffage urbain peut fournir tous les besoins dechauffage et d’eau chaude pour des bâtiments d’uneville ou d’un village.

Durée de vie (ans) 50 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnel

Pas de qualifications particulières.

Ressources requises CO2

(kg/MWh)Poussière(kg/MWh)

NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)0 0 0 0

Jumelage facile avec BruitGénération diesel, thermopompes, biomasse etc. NonFournisseursUrecon ltée1800, av. Bédard, St.-Lazare-de-VaudreuilQuébec J7T 2G4Tél:(450) 455-0961 Fax:(450) [email protected]



6.2. Électricité thermique

fiche 2: centrale de cogénération à la biomasse

fiche 3: remplacement du diesel fossile avec biodiesel

fiche 4: biogaz

fiche 5: microturbines


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 2 : Cogénération à la biomasse - page 22

FICHE 2 : COGÉNÉRATION À LA BIOMASSE

Description

La cogénération à la biomasse vise la combustion de biomasse dans une centrale qui fournit de

l’électricité mais surtout de la chaleur pour les résidences et autres bâtiments dans les réseauxautonomes. Étant donné que plusieurs des réseaux autonomes sont situés au-delà de la limite

forestière, la biomasse est amenée sous forme de granules de bois qui sont entreposés sur place.La chaleur est distribuée par un réseau de distribution de chaleur qui doit être construit. Les

granules sont transportés par barge ou par camion. Par conséquent, il est nécessaire d’avoir unstock important de granules pendant l’année.

L’utilisation d’une centrale thermique de cogénération paraît très avantageuse, surtout dans les

milieux nordiques où les besoins de chaleur sont importants pendant une grande partie del’année. Les systèmes de cogénération à la biomasse fonctionnent normalement à la vapeur.

Toutefois, pour les réseaux autonomes, cette approche présente certains désavantages : lessystèmes à la vapeur de petite échelle sont moins efficaces que les grands, et le coût par MWinstallé est élevé. De plus, un technicien certifié est requis pour l’opération des moteurs à vapeur.

Pour cette analyse il est donc prévu d’employer un système qui utilise un autre fluide que l’eaupour le transfert thermique et qui peut être opéré par du personnel moins qualifié.

Les systèmes qui utilisent un fluide autre que l’eau sont toujours au stade pré-commercial, maisdeux systèmes sont assez développés pour réaliser un projet de démonstration : la technologieTurboden (cycle organique Rankine) d’une firme italienne (500 kW à 2 MW) qui utilise une

huile comme fluide transporteur de chaleur, et la technologie Entropic d’un groupe canadien(www.entropicenergy.com) qui utilise un fluide propriétaire. Nous avons choisi le système

Entropic pour notre analyse parce qu’il est canadien, son fluide de transfert de chaleur n’est pascombustible, et il est légèrement plus efficace que le système Turboden. Les valeurs se basent

sur un rapport récent22 qui décrit, entre autres, ce système et ses paramètres économiques.

La figure 2.1 montre le cycle de conversion « Entropic ». Les gaz chauds de combustion entrentdans un échangeur de chaleur qui contient le fluide qui transporte la chaleur. Ce fluide vaporisé

tourne une turbine, produisant de l’électricité et une eau à 90°C qui sert au chauffage urbain.

22 Tampier et al. : BC Bugwood - Economics, Technical Feasibility and GHG Implications of Seven Smallto Medium-Scale Technologies. Envirochem Services Inc., Vancouver, 15 février 2006.



Ce système est optimisé pour produire de la chaleur, et fournit aussi de l’électricité à uneefficacité de conversion de 17.6 %. Ceci semble peu en comparaison des systèmes plus grands,

mais est assez performant pour un système simple de 1 MW environ, pour lequel destechnologies avancées de récupération de chaleur seraient trop dispendieuses. Le fluidecaloporteur est incombustible, donc sécuritaire dans l’opération, et est déjà vaporisé avant

d’entrer dans l’échangeur de chaleur. Le système est simplifié par rapport aux systèmes plusgrands pour réduire sa complexité d’opération et son coût d’investissement. La température des

gaz d’échappement (environ 200 °C) permet l’utilisation de filtres à manches tandis quel’utilisation des granules de bois devrait assurer une combustion très propre. L’eau chaude pour

le chauffage urbain sort du système à une température de 90 °C, idéale pour son utilisation dansle chauffage des lieux.

Si la chaleur n’est pas requise pour le chauffage, c’est-à-dire en été, le système peut évacuer la

chaleur superflue à l’air libre par un échangeur de chaleur. La puissance de la centrale ne peutêtre adaptée assez rapidement pour répondre à des pointes de consommation électrique. Des

groupes électrogènes au diesel doivent donc toujours compléter un tel système.

Transfert dechaleur au fluide

« entropic »

ENTROPIC

Cycle de

conversion

1000°C 215°C

170°C400°C

60°C

90°C Réfrigérantliquide

Rejet de chaleurà l’air

Echangeur dechaleur 68.2% récupération

17.6%

efficace



Figure 2.1 Cycle de cogénération « Entropic »23

Les émissions de soufre sont réduites par rapport au diesel, car la biomasse n’en contient pas

beaucoup. Avec un filtre à manches, les émissions de particules peuvent être contrôlées d’aprèsles normes internationales de meilleures pratiques. La souhaitabilité de l’utilisation de tels filtres

dans les réseaux autonomes dépendra entre autres de l’emplacement de la centrale decogénération par rapport aux habitations.


Le coût d’un système de cogénération « Entropic » est évalué à 1,5 millions $ pour une centralede 500 kWel.24 Le coût de construction pour le réseau de distribution de la chaleur est difficile àestimer car il y a peu de données et ce coût dépend fortement de la situation. Dans notre analyse

du chauffage urbain (fiche 1), le coût d’un système de distribution de chaleur – sans l’échangeurde chaleur lié au groupe électrogène mais avec le coût de raccordement et des échangeurs de

chaleur résidentiels et le coût du mazout pour le chauffage secondaire, a été établi à 10,5 ¢/kWh.Ce coût est aussi utilisé dans les calculs pour la fiche présente. Les calculs considèrent que 10 %

de la chaleur produite à la centrale sera perdue entre les lieux de production et de consommation.

La consommation de granules serait de 4 855 tonnes par an. C’est un volume d’environ 7 500m³, pour un poids d’environ 0,65 tonnes par m³ de granules. La centrale livrerait 3,3 GWhel par

an à condition d’avoir un facteur d’utilisation de 75 %. Si au moins 60 % de la chaleur produitepouvait être utilisée, la centrale fournirait alors 8,7 GWhth de chaleur, après les pertes. Pour

optimiser la distribution de chaleur, un brûleur secondaire à mazout est rajouté, qui fournit 40 %de la chaleur demandée. Cette chaleur suffira alors pour l’eau et l’air chauds de 400 ménages.

Alternativement, on pourrait utiliser deux unités de 250 kW au lieu d’une installation de 500 kW,pour obtenir une redondance, et fournir le chauffage d’appoint en utilisant plus de bois qui

n’alimente donc pas le système de cogénération mais dont la chaleur est directement conduitevers l’échangeur de chaleur central pour le chauffage urbain. Cette option n’est pas incluse dansles calculs qui suivent.

Le prix d’achat des granules est de 200 $ par tonne. D’après Transport Nanuk, le coût detransport pour les granules par bateau est de 300 $ par tonne. Cela ne s’appliquerait,

naturellement, qu’aux 14 communautés le long de la côte. En effet, ce prix de transport semble

23 Ibid.

24 Ibid.



très élevé car pour d’autres projets, comme par exemple dans les Territoires du Nord-Ouest, uncoût de transport par camion de seulement 60 $ par tonne a été observé, pour une distance de 850

km.25 Pourtant, 300 $ par tonne est utilisé dans les calculs pour rester conservateur.Présentement, Hydro Québec achète le diesel pour ses groupes électrogènes de marchandslocaux qui attribuent un surcoût à leur marchandise. Par litre de diesel, 40 ¢ sont comptés pour le

transport et le surcoût du marchand local, comme nous l’avons identifié dans l’introduction.Présumant un coût de transport de 300 $ par tonne, cela reviendrait, pour le diesel, à un coût de

24¢ par litre. Les autres 16 ¢ (0,42 ¢/MJ) représenteraient donc le surcoût appliqué par lemarchand local. Présumant que le même surcoût sera appliqué aux granules, par MJ d’énergie, il

faut alors augmenter le prix de gros (200 $ la tonne) de 87,80 $.

Pour le stockage des granules, il faudrait construire un bâtiment de 7 500 m³ (3 x 30 x 83m), carle stockage sur place dans la barge pendant toute l’année coûterait trop cher (2000 $ par jour). La

construction d’un tel bâtiment est estimée à 100 000 $. Le coût opérationnel est, selon EC 2006,estimé à 200 000 $ par an. Ceci permet l’emploi de deux personnes à temps plein, malgré le fait

que l’unité fonctionne automatiquement et ne requiert donc qu’une supervision à temps partiel.Ce coût est augmenté de 50 000 $ pour accommoder les coûts d’opérer dans un endroit distant et

des réparations éventuelles.

25 Herb Feischl, Binder, 30 mars 2006.



COÛT DE REVIENT

par unité par kWpuissance installée, kW (système type) 500 1puissance thermique 2192 4,4

investissement requis ($/système)coût d'acquisition 1 375 000 $ 2 750 $coût d'installation 15% 206 250 $ 413 $transport 20% 275 000 $ 550 $surcoût installation 50% 103 125 $ 206 $Total investissement requis 1 959 375 $ 3 919 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation (électricité) 75,0% 75,0%MWhel annuelle 3 285 6,6

MWhth annuelle 11 519 23,0durée de vie (ans) 30 30

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 195 938 $ 392 $- O&M fixe 250 000 $ 500 $- total Frais fixes 445 938 $ 892 $Frais variables- granules 3 424 523 $ 6 849 $- O&M variable - $ - $- total Frais variables 3 424 523 $ 6 849 $Total Coûts annuels 3 870 460 $ 7 741 $

Coût unitaire (¢ /kWh) 117,8Valeur de la chaleur ($ /kWh) 0,125 1 439 816 $ 2 880 $Coût unitaire net (¢ /kWh) sans distr. 74,0Coût de distribution (¢ /kWh) 10,5Coût unitaire net (¢ /kWh) avec distr. 84,5

électricité

Avec la vente de chaleur au prix de 10,5 ¢ par kWhth, le coût de revient de l’électricité produitebaisse à 84,5 ¢ par kWh – un coût beaucoup plus haut que le diesel. Le coût de chaleur est

équivalent à 80 % du coût du chauffage au mazout dans les fournaises et chaudières d’efficacitémoyenne. Même avec un système de distribution de chaleur, le coût du système entier reste

compétitif au diesel sans cogénération. Notons quand même que le prix des granules n’est pasconstant et suit le prix du pétrole, ce qui pourrait changer ces résultats.

Contraintes connues et particularités

Le problème principal avec cette technologie est qu’elle n’est pas encore commercialisée.

Néanmoins, elle semble réaliste pour les réseaux autonomes car elle ne demande pas de



qualifications élevées pour l’opérer. Une autre contrainte est le stockage énorme de granules : unentrepôt de 7 500 m³ devrait être construit pour un système de 500 kWel en particulier si les

granules ne sont livrés qu’une fois par an. Toutefois, l’espace n’est pas supposé être un facteurlimitant dans les réseaux autonomes.

La combustion de bois créera des cendres : environ 0,5% des granules sont des minéraux, c’est-

à-dire 5 kg de cendres sont créés par tonne de granules, ou environ 24 tonnes par an pour lesystème suggéré. Il faudra donc mettre les cendres en décharge, probablement au même endroit

où la communauté jette ses déchets ménagers. Le coût pour l’enlèvement des cendres n’est pasinclus dans le coût de revient, mais n’est pas considéré comme étant important. Pour éviter des

problèmes de poussière à cause de l’enfouissement des cendres, il peut être possible d’appliquerdes techniques adaptées pendant la mise en décharge, comme par exemple le creusage de trousdans la décharge pour s’assurer que les cendres ne peuvent pas être emportées par le vent, s’il y a

lieu.

Les émissions de particules seront élevées par rapport au diesel mais moins élevées par rapportau chauffage individuel (l’utilisation de filtres à manches pourrait réduire ces émissions). En

plus, le bruit et les odeurs liées au diesel seraient réduits. Le nettoyage des gaz d’échappementproduira cependant des déchets sous forme de cendres.

Théoriquement, la combustion de déchets organiques serait également possible dans uneinstallation de cogénération à la biomasse. Or, l’utilisation de déchets non triés peut être liée àdes émissions nocives élevées et peut demander des modifications de l’installation pour brûler

des matériaux autres que le bois. Les déchets ont normalement une humidité élevée par rapportaux granules ce qui peut nécessiter leur séchage, ou peut réduire l’efficacité de la station de

cogénération.

Par rapport au prix des granules, notons que leur transport est calculé comme étant 300 $ latonne. Ceci est un prix obtenu d’une société de transport par bateau. Néanmoins, il est probable

qu’il y a des communautés qui peuvent être atteintes par camion, ce qui réduirait le coût detransport à peut-être un tiers, d’après l’expérience dans d’autres régions nordiques au Canada.

Ceci réduirait alors le coût de revient à environ 60 ¢ par kWh, au lieu de 1 $.



Cogénération - BiomasseDescriptionLa cogénération aux granules fournit del’électricité et sert aussi au chauffage urbainen même temps.

(pas d’image disponible)

Coût total ($/kWel) 8 627 Qualité du serviceTaille du système type (kW) 500Coût du système central ($) 1 959 375Coût total avec distribution ($) 4 313 375

Déplacement de diesel/mazout(litres par kWel installé, par an)

4 928

Déplacement de CO2 (kg par an,par kWel installé)

13 109

Coût de revient (¢/kWh) 84,5

La cogénération aux granules peut fournir del’électricité de base mais elle ne peut remplacer le rôledes groupes diesel dans le suivi des variations de lacharge. Pour la chaleur, un chauffage secondaire peutêtre nécessaire pour les jours les plus froids de l’année.

Durée de vie (ans) 30 Statut de la technologie Pré-commercialeContraintes connues Qualification du personnelTransport et stockage de quantités importantesde granules.

Qualification modérée requise (manutention, entretien,contrôle)

Ressources requises CO2(kg/MWhel)

Poussière(kg/MWh)

NOx(kg/MWhel)

SO2(kg/MWh)

Granules ou autre biocarburant 0 0,32 1,2 0,03Jumelage facile avec BruitDoit être jumelé avec groupes électrogènes Ne cause pas de bruit excessif: peut être situé à distance

des habitations.Fournisseurswww.entropicenergy.com


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 3 : Biodiesel - page 29

FICHE 3 : BIODIESEL

Description

Le biodiesel pourrait remplacer le diesel dans les applications de chauffage (comme

« biomazout ») et dans les groupes électrogènes. Il s’agit d’un fluide produit à partir d’huilesvégétales, en y ajoutant du méthanol (transestérification). Ce processus réduit la viscosité de

l’huile. Ainsi traitée, on peut l’utiliser exactement comme le diesel conventionnel. Toutefois,son contenu calorifique est légèrement moins élevé et peut varier selon la source.

Le biodiesel peut être produit à partir de deux sources : les huiles végétales produites à cette fin

ou les huiles végétales usagées, comme les huiles des friteries ou les graisses animales desabattoirs. Le coût de la ressource étant environ 50 % plus élevé pour l’huile végétale vierge, nous

prévoyons l’utilisation du biodiesel fait à partir d’huiles usagées uniquement. Un mélange de 100kg d’huile végétale avec 10 kg de méthanol donne une production de 100 kg de biodiesel et 10

kg de glycérine.

En supposant que la disponibilité d’huiles usées dans les réseaux autonomes ne soit passuffisante pour permettre la production de biodiesel sur place, le combustible devrait donc être

acheté et transporté. L’usine Rothsay Biodiesel de Sainte-Catherine, au sud de Montréal, recycleles résidus des animaux de boucherie pour en faire du carburant. La nouvelle usine de fabrication

de biodiesel tourne depuis août 2005. Elle atteindra sa vitesse maximale au premier trimestre de2006. L’usine utilise des résidus de l’industrie alimentaire, soit des huiles usées ou des restes deboucherie pour en faire du biodiesel. Le carburant fabriqué est vendu en Ontario et en Colombie-

Britannique. L’usine possède une capacité de 35 M de litres par année.

D’après Rothsay, le biodiesel peut être acheté à un prix de 87 ¢ par litre (février 2006), avant

taxes, soit 20 ¢/l plus cher que le diesel, avant taxes. Les taxes d’accise québécoise et fédérales’appliquent au diesel clair, utilisé pour les groupes électrogènes, mais pas au biodiesel ni aumazout (du diesel coloré pour fins d’identification)26. À cause de la coloration, le mazout est

légèrement plus cher que le diesel.

26 La taxe d’accise québécoise est réduite dans les réseaux autonomes (de 16,2 ¢/l à Montréal à 12,38¢/l au Puvirnituq, par exemple).



Tableau 3.1 Comparaison des prix de carburants, par litre

Prix de base Taxes Prix final

Diesel 67 ¢* Taxe d’accise (féd) : 4 ¢

Taxe d’accise (QC) : 12,4 ¢

TPS : 7 %

TVQ : 7,5 %

95.9 ¢

Biodiesel 67 ¢ + 20 ¢

= 87 ¢**

TPS : 7 %

TVQ: 7.5 %

100 ¢

Mazout 69 ¢* TPS : 7 %

TVQ : 7,5 %

79.4 ¢

« Biomazout » 69 ¢ + 20 ¢

= 89 ¢**

TPS : 7 %

TVQ : 7,5 %

102 ¢

* Source: RNCan, mars 2006 (Québec) ; ** Rothsay

Coût de revient

Le coût d’opération d’une centrale au biodiesel est présumé égal à celui des groupes électrogènes

qui utilisent le diesel conventionnel. Les modifications de l’appareillage ne sont pas envisagéespour utiliser le biodiesel. On peut utiliser les groupes électrogènes existants, mais pour mieux

comparer le coût de revient à l’option diesel, le coût d’investissement pour le groupe électrogèneest inclus dans les calculs ci-dessous. Vu que le contenu en énergie du biodiesel (35,6 MJ/l) est

légèrement plus bas que celui du diesel (37,9 MJ/l), la consommation en biodiesel est présuméeêtre un peu plus haute. Le coût d’un groupe électrogène est estimé à 850 $/kW. Selon HydroQuébec, le coût de distribution et de transport pour le diesel varie entre 8,8 et 42,2 ¢/l.27 Pour

cette analyse, un coût de 40 ¢/l est utilisé, ce qui couvre la plupart des réseaux autonomes. Pourle prix du carburant, les taxes TPS/TVQ ne sont pas incluses dans les calculs, tout comme dans

les autres fiches.

Dans le tableau 3.2, les deux colonnes de gauche représentent l’utilisation du biodiesel dans les

groupes électrogènes, tandis que les colonnes de droite calculent l’utilisation de « biomazout »dans les fournaises existantes à efficacité moyenne.

27 Fiche Excel sur le coût du mazout. Reseaux_autonomes_juin_finale.xls, Hydro Québec, juin 2005.



Tableau 3.2 Coût de revient pour l’utilisation de biodiesel dans les générateurs et pour lechauffage au mazout

COÛT DE REVIENT


investissement requis ($/système)coût d'acquisition 850 000 $ 850 $ 3 000 $ 250 $coût d'installation 15% 150 000 $ 150 $ 560 $ 47 $transport 100% 850 000 $ 850 $ 600 $ 50 $surcoût installation 50% 75 000 $ 75 $ 280 $ 23 $Total investissement requis 1 925 000 $ 1 925 $ 4 440 $ 370 $


Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 192 500 $ 193 $ 444 $ 37 $- O&M fixe 32 850 $ 33 $ 280 $ 23 $- total Frais fixes 225 350 $ 225 $ 724 $ 60 $Frais variables- diesel/mazout 2 664 892 $ 2 665 $ 7 179 $ 598 $- O&M variable - $ - $ 200 $ 17 $- total Frais variables 2 664 892 $ 2 665 $ 7 379 $ 615 $Total Coûts annuels 2 890 242 $ 2 890 $ 8 103 $ 675 $

Coût unitaire (¢ /kWh)

groupe électrogène chauffage au mazout

44,0 19,1


Le biodiesel a une viscosité un peu élevée par rapport au diesel conventionnel. Il est donc

possible qu’il faudra modifier les groupes électrogènes pour fonctionner avec le biodiesel.Néanmoins, cela est considéré comme une petite modification à coût léger. Avec des

températures très basses, le biodiesel devient très visqueux et peut donc devenir inutilisable.C’est pourquoi, au Canada, le biodiesel est normalement mélangé avec du diesel conventionnel à

une proportion de 20 : 80. Cependant, si les groupes électrogènes et réservoirs de diesel sontsitués à l’intérieur de bâtiments chauffés, il est possible d’utiliser le biodiesel comme seulcarburant dans les milieux nordiques.



La disponibilité des huiles végétales usagées étant limitée, la production de biodiesel de cetteressource l’est également. Lorsqu’il n’y a plus d’huiles usagées, il est donc nécessaire de

produire à partir d’huiles non usagées, ce qui coûte beaucoup plus cher. Il peut être possible designer un contrat de livraison à long terme de sorte que le prix du biodiesel et sa disponibilitésoient garantis.

Aucune émission de CO2 n’est attribuée au biodiesel dans la fiche. Cependant, le mélange deméthanol avec les graisses végétales (10 %) peut avoir pour conséquence des émissions nettes de

CO2 si le méthanol n’est pas fait de ressources renouvelables. Les émissions de soufre sontéliminées par l’utilisation de biodiesel. Les émissions de NOx augmentent de 13 %, tandis que

les émissions de poussière sont réduites d’un tiers.28 La qualité énergétique du biodiesel peutvarier et devrait être vérifiée pour mieux estimer le besoin en carburant pour un projet réel.

28 Tampier et al. : Identifying Environmentally Preferable Uses for Biomass Resources – Stage 2 Report:Life-Cycle GHG Emission Reduction Benefits of Selected Feedstock-to-Product Threads. EnvirochemServices Inc., Vancouver, 19 juillet 2004.



Biodiesel dans les groupes électrogènesDescriptionLe biodiesel fait de graisses végétales et dedéchets d’abattoirs peut remplacer le diesel dansles groupes électrogènes.


Coût ($/kWel) 1925 Qualité du serviceTaille du système type (kW) 1000Coût total par système (k$) 1 925Déplacement de diesel(litres par kWel installé, par an)

1 971


5 243

Coût de revient (¢/kWh) 44

La qualité de service est identique à celle des unitésutilisant le diesel conventionnel ou le mazout. Laconsommation en biodiesel sera légèrementaugmentée par rapport aux carburantsconventionnels à cause de sa teneur plus basse enénergie.

Durée de vie (ans) 10 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnelViscosité augmente en climat froid. Pareille aux groupes électrogènes à diesel



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)Biodiesel 0 0.2 11 0Jumelage facile avec BruitCogénération Non changé par rapport au diesel.FournisseursRothsayRon WardropDundas, ON905 628 2258 ext. 220www.rothsay.ca

Contact RNCan : Melanie NadeauProgram Officer, BiodieselTél. : (613) 947-2370



Biodiesel pour le chauffageDescriptionLe biodiesel fait de graisses végétales et dedéchets d’abattoirs peut remplacer le mazoutconventionnel dans les applications de chauffage.


Coût ($/kWth) 370 Qualité du serviceTaille du système type (kW) 12Coût total par système ($) 4440Déplacement de mazout (litres parkWth, par an)

423


1 126


La qualité de service est identique à celle des unitésutilisant le mazout. La consommation en biodieselsera légèrement augmentée par rapport auxcarburant conventionnels à cause de sa teneur plusbasse en énergie.

Durée de vie (ans) 25 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnelViscosité augmente en climat froid. Pareille au mazout



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)Biodiesel 0 0,07 4,7 0Jumelage facile avec Bruit

Non changé par rapport au diesel.FournisseursRothsayRon WardropDundas, ON905 628 2258 ext. 220www.rothsay.ca

Contact RNCan : Melanie NadeauProgram Officer, BiodieselTél. : (613) 947-2370


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 4 : Biogaz - page 35

FICHE 4 : BIOGAZ

Description

Il existe essentiellement deux approches pour capter le biogaz : capter le méthane formé dans les

sites d’enfouissement ou le produire à partir des déchets ménagers et/ou des boues d’égoutseptique, qui sont traités dans un bioréacteur pour accélérer leur méthanisation. Étant donné la

petite taille des communautés en question, cependant, les volumes limités de déchets organiquescréent une contrainte importante pour cette filière.

La production d’électricité requiert environ 0,5 m3 de méthane par kWh, ou 0,5 m3/h par kW,

soit la quantité de gaz dégagée par 1000 tonnes de déchets dans un site d’enfouissement. Par lavoie de la collecte des déchets ménagers, on peut compter environ 175 kg par personne

annuellement.29 Si les boues d’égout septique contribuent pour des quantités équivalentes, unecommunauté de 1000 personnes produirait quelque 350 tonnes de déchets organiques par année,

ce qui correspond approximativement à 0,2 m³ de méthane ou 0,35 kW. Par contre, lesapplications d’utilisation des gaz des sites d’enfouissement demandent des capacités de quelquesmégawatt, donc même pour un site d’enfouissement villageois qui existe déjà depuis longtemps,

la quantité de méthane produite ne suffira pas pour y installer un groupe électrogène.

Les bioréacteurs font appel aux bactéries pour transformer la biomasse en méthane, qui est alors

brûlé pour produire de l’électricité et de la chaleur. Pour ce faire, la biomasse – dans ce cas desdéchets ménagers collectés séparément et possiblement les boues d’égout septique – sontmoulues au besoin et ainsi mélangées avec de l’eau pour donner une consistance qui permet une

attaque biologique optimisée. Cette masse entre dans le bioréacteur thermiquement isolé où elleest fermentée pendant trois semaines à une température d’entre 30 et 55°C, selon la technologie.

Le réacteur produit un compost qui peut être soit utilisé, soit mis en décharge. Le bassin duréacteur est construit en utilisant de l’acier, au lieu du béton moins coûteux, ce qui augmente sa

durée de vie de 15 à 30 ans.

Les plus petits bioréacteurs disponibles ont une capacité de 100 m3 et consomment 12 m³ dematière sèche par mois,30 soit environ 330 tonnes de déchets organiques par an – ce qui équivaut

à la quantité produite par une communauté de mille personnes. À plein régime, ils peuvent

29 Waste Management Industry Survey, Business and Government Sectors – 2000. Statistiques Canada,mars 2003.30 Communication personnelle, Roland Mittner,Equipements Mittner S.e.n.c., North Hatley, jan. 2006.



produire environ 17,5 m3 de méthane par heure. Cela est suffisant pour une capacité électrique de35 kW et, en cogénération, une capacité thermique de 50 kW.31


Le coût d’un bioréacteur de 100 m³ (35 kW) est estimé à environ 100 000 $. À ce coût il fautajouter le coût pour la fondation en béton, estimée à 15 000 $. Finalement, l’unité decogénération coûte environ 1000 $ par kW, soit 35 000 $ dans ce cas. Le coût d’installation du

réacteur-même est estimé à 15 % de son coût, plus un surcoût pour des régions éloignées.

Les bioréacteurs agricoles ne demandent qu’un employé à temps partiel pour assurer leur bon

fonctionnement. Cette même personne pourrait probablement s’occuper de la collecte desdéchets. Les services d’un technicien spécialisé sont requis une fois par an (deux jours) pourl’entretien, et ce coût est doublé pour inclure des dépenses pour des pièces d’échange etc.

La chaleur produite est vendue à 80 % du prix de la chaleur au mazout (15,7 ¢/kWh), et cesrevenus sont déduits des coûts de production d’électricité. Le système de distribution de chaleur

peut être très petit, et pourrait servir un seul bâtiment commercial ou public, par exemple. À desfins de comparaison, le coût du système de distribution de la fiche 1 (cogénération) a été retenu, ycompris une perte de 10 % (présomption très conservatrice vu que le système présent est très petit).

31 De plus petits réacteurs, peu sophistiqués, sont utilisés en Chine, par exemple, mais leur manqued’isolation risque de rendre ces systèmes inopérables pendant une longue période de l’année dans unclimat nordique.



COÛT DE REVIENT

par unité par kWel

puissance installée, kWel (système type) 35 1puisssance installée, kWth 45 1,3investissement requis ($/système)coût d'acquisition 135 000 $ 3 857 $coût d'installation 15% 20 250 $ 579 $transport 20% 27 000 $ 771 $surcoût installation 50% 10 125 $ 289 $Total investissement requis 192 375 $ 5 496 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation (él.) 85,0% 85,0%MWh él. annuelle par système 260,6 7,4MWh thermique par système, par an 60% 236,5 6,8durée de vie (ans) 30 30

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 19 238 $ 550 $- O&M fixe 3 200 $ 91 $- 1 salarié 40 000 $ 1 143 $- total Frais fixes 62 438 $ 1 784 $Frais variables- Huile 146 $ 4 $- O&M variable - $ - $- total Frais variables 146 $ 4 $Total Coûts annuels 62 584 $ 1 788 $

Coût unitaire (¢ /kWh) 24,0Valeur de la chaleur ($ /MWh) 157 37 134 $Coût unitaire après vente chaleur (¢ /kWh) 9,8Coût de distribution (¢ /kWh) 10,5Coût unitaire avec distribution (¢ /kWh) 20,3

électricité


Les bioréacteurs fournissent également un compost qui est normalement utilisé dans

l’agriculture. Étant donné que beaucoup de réseaux autonomes se trouvent dans des régionsnordiques avec une période végétale très courte, l’utilisation de compost peut être difficile.

Assaini par le procédé dans le réacteur, le compost ne pose pas de problèmes hygiéniques et peutêtre mis en décharge ou utilisé d’une manière plus utile, selon le cas.

Il est possible de contrôler le réacteur par Internet, ce qui permet aussi de détecter des problèmes

éventuels. L’entretien peut normalement être fait par du personnel entraîné sur place. Les



bactéries dans le réacteur survivent longtemps, donc une interruption de service jusqu’à 90 joursest possible, pourvu que le réacteur soit chauffé.

Le carbone contenu dans la biomasse se décompose en méthane et CO2. Dans les sites

d’enfouissement, tout méthane formé sous conditions anaérobiques serait émis comme gaz àeffet de serre, le CO2 étant considéré neutre s’il vient de la biomasse. L’utilisation du bioréacteur

capture le méthane qui est brûlé et alors converti en CO2 neutre. Cela crée donc une réduction enémissions de méthane par rapport aux sites d’enfouissement. Il se peut, par contre, que le

compost émette un peu de méthane après le traitement, à cause de l’activité continue desbactéries anaérobiques, mais ce n’est pas assez pour anéantir les gains faits vis-à-vis des sites

d’enfouissement. Les réductions en émissions de GES par rapport à cet effet ne sont pasquantifiées dans les calculs dans la fiche ci-dessous.



Utilisation du biogazDescriptionLes bioréacteurs utilisent la biomasse qui esttransformée par des bactéries méthanogènes. Leméthane produit est utilisé pour générer del’électricité et produit aussi de la chaleur qui peutêtre utilisée dans un système de chauffage urbain.Les réacteurs produisent un compost qui peut êtreutilisé dans les jardins ou dans l’agriculture.

Coût ($/kW) 10 204 Qualité du serviceTaille du système type (kWel) 35Coût de l’unité centrale ($) 192 375Coût total par système ($) avecdistribution de chaleur

357 155

Déplacement de diesel/mazout(litres par kW installé, par an)

3 090

Déplacement de CO2 (kg par an,par kW installé)

8 218


Le digesteur produit de l’électricité et de la chaleuren continu. Il ne sert pas à satisfaire à des pointes deconsommation, mais sert à fournir l’électricité debase seulement.

Durée de vie (ans) 30 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnel

Doit être formé pour faire fonctionner le réacteur,mais n’a pas besoin de qualifications élevées.


(kg/MWhel)Poussière(kg/MWh)

NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)

Eau, électricité, biomasse 0 ~0 0,02 0,001Jumelage facile avec BruitDiesel et autres. Peut être opéré dans un village sans causer des

problèmes de bruit.FournisseursEquipements Mittner S.e.n.c.North Hatley, QC - Contact : Roland MittnerTél. : 819-842-2565 - [email protected]


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 5 : Microturbines à gaz - page 40

FICHE 5 : MICROTURBINES À GAZ

Les microturbines à gaz sont des petites turbines à grande vitesse alimentées principalement au

gaz naturel, mais qui peuvent l’être aussi au kérosène, au diesel, au propane, à l’éthanol, aux gazde torchage pétrolifère et aux dérivés liquides et gazeux de la biomasse. Leur puissances’échelonne entre 25 et 500 kW. Elles sont commercialisées par plusieurs entreprises comme

Capstone Turbine Corporation (dont HQ-CapiTech est actionnaire), Bowman Power System,Elliot Energy Systems, Turbec AB et Ingersoll-Rand.

De taille comparable à celle d’unréfrigérateur, les microturbinessont composées d’un compresseur,

d’un brûleur, d’une turbine et d’ungénérateur. Ayant un petit nombre

de pièces mobiles, lesmicroturbines fonctionnent sans

opérateur et ont des coûtsd’entretien très raisonnables.

Comme dans toute turbine à gaz,

de l’air comprimé par lecompresseur est mélangé au

carburant et est enflammé dans lebrûleur. Suite à son expansion, le

gaz chaud produit actionne laturbine et cette dernière, par son

action rotative, met en marchel’axe qui est branché au groupe électrogène afin de produire de l’électricité32.

L’ajout d’un récupérateur de chaleur augmente grandement l’efficacité de transformation, qui

autrement se situe à seulement 15 %. Si, comme dans le type de modèle présenté ci-haut, unrécupérateur garde la chaleur expulsée par le tuyau d’échappement et la redirige pour chauffer

l’air comprimé avant son entrée dans la chambre à combustion, l’efficacité augmente à près de

32 Le compresseur utilise une grande partie de l’énergie brute produite par la turbine. Les systèmes destockage d’énergie par le biais d’air comprimé font appel à cette caractéristique. Voir le fiche numéro 17,plus loin.



30 %. En fait, des récupérateurs sont devenus maintenant des équipements standards pour laplupart de manufacturiers. Ce taux étant néanmoins encore assez bas, c’est en réalité l’option de

cogénération qui rend les microturbines intéressantes sur le plan énergétique – bien qu’on puissedire de même des groupes électrogènes. L’utilisation de la chaleur restante dans les gazd’échappement pour des fins de chauffage de l’espace, de l’eau ou encore pour les besoins de

climatisation peut faire augmenter le taux d’efficacité jusqu’à 85 %. 33Les microturbines sontlégères, de taille compacte, peu bruyantes (65 décibels à 10 mètres de distance) et ne font pas de

vibrations. Les émissions de polluants sont inférieures à 1 kg NOxpar MWh.

Applications

Les microturbines peuvent jouer plusieurs rôles dans un réseau électrique.

Puissance d’appoint : Elles peuvent être utilisées lors des interruptions de service du

réseau électrique.

Fiabilité et qualité du courant : Elles peuvent réduire les variations de la fréquence, lestensions électriques transitoires et autres perturbations.

Écrêtage des pointes : Elles peuvent entrer en fonction seulement lorsque la demande estforte.

Cogénération : Elles offrent l’option de production simultanée d’électricité et de

chauffage pour les bâtiments.

Dans un contexte de marché ouvert d’électricité, les microturbines sont utilisées de plus en pluspar des édifices commerciaux comme les restaurants, les hôtels/motels ou les détaillants. En

répondant à la fois aux besoins en électricité et en chaleur, elles sont dans certains cas le choix leplus économique. Des exemples incluent :

un restaurant McDonald’s de Bensenville dans l’Illinois,

une usine de textile à Lawrence au Massachusetts,

un dépotoir à Spring Valley (Californie), alimenté par des gaz d’enfouissement (surplusvendu sur le marché), et

33 California Distributed Energy Resources Guide on Microturbines,

http://www.energy.ca.gov/distgen/equipment/microturbines/microturbines.html.



le Chesapeake Building de l’Université du Maryland, avec cogénération (climatisation etchauffage).

Dans le cas d’un réseau autonome, le propriétaire d’un édifice ne paie pas le coût marginal de

l’électricité, comme il le ferait dans un marché ouvert. Il se peut quand même que les coûtsd’approvisionnements évités par son utilisation d’une microturbine, combiné à ses propres coûts

évités de chauffage, ferait en sorte que l’installation d’une microturbine serait la solution la plusefficace, d’un point de vue économique. Si cela s’avère être le cas, des solutions innovatrices

seraient requises. Par exemple, HQD pourrait installer la microturbine sur les prémisses duclient, en lui vendant la chaleur dégagée à un prix en deçà du coût d’opération de son système de

chauffage. C’est cette approche qui est modélisée ici, avec un prix de vente de la chaleur de12,50 ¢/kWhth, soit 80 % approximativement du coût du chauffage au mazout. D’autresarrangements commerciaux sont également possibles.

Coûts

Les coûts en capital des microturbines vont de 700 $ à 1 110 $US par kW. Ces coûts incluent leslogiciels d’opération et la formation initiale du personnel. L’ajout d’un récupérateur de chaleur

fait augmenter les coûts de 75 à 350 $ le kW. L’installation se chiffre différemment suivantl’emplacement, mais on peut parler d’un coût additionnel de 30 à 50 % du coût total installé.

Le facteur d’utilisation peut varier grandement en fonction de l’utilisation des microturbines dans

une communauté. D’une part, étant donné son efficacité, surtout en mode cogénération, il y aintérêt à l’utiliser le plus de temps possible. D’autre part, la microturbine peut suivre les

variations de la demande plus facilement que les groupes diesel.

Selon les manufacturiers, l’intervalle entre deux entretiens varie de 5 000 à 8 000 heures. Lescoûts d’entretien sont estimés à 0,005 à 0,016 $US le kWh.



COÛT DE REVIENT

par unité par kW par unité par kWpuissance installée, kW (système type) 30 1 30 1investissement requis ($/système)coût d'acquisition 39 330 $ 1 311 $ 44 330 $ 1 478 $coût d'installation 20% 7 866 $ 262 $ 8 866 $ 296 $transport 20% 7 866 $ 262 $ 8 866 $ 296 $surcoût installation 50% 3 933 $ 131 $ 4 433 $ 148 $Total investissement requis 58 995 $ 1 967 $ 66 495 $ 2 217 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 60,0% 60,0% 60,0% 60,0%MWhel annuelle par système 157,7 5,3 157,7 5,3efficacité totale 27% 27% 80% 80%Efficacité (l diesel/kWh) 0,35 0,35 0,12 0,12Consommation diesel (l/an) 55 472 1 849 55 472 1 849énergie potentielle du diesel (MWh th) 584 19 584 19MWhth perdu par an 426 14 117 4MWhth utile par an 0 0 310 10durée de vie 20 20 20 20

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 5 900 $ 197 $ 6 650 $ 222 $- O&M fixe 560 $ 19 $ 560 $ 19 $- total Frais fixes 6 460 $ 215 $ 7 210 $ 240 $Frais variables- Carburant 65 568 $ 2 186 $ 65 568 $ 2 186 $- O&M variable 1 577 $ 53 $ 1 577 $ 53 $- total Frais variables 67 145 $ 2 238 $ 67 145 $ 2 238 $Total Coûts annuels 73 605 $ 2 453 $ 74 355 $ 2 478 $

Coût unitaire (¢ /kWh)Valeur de chaleur ($) 125 $ - $ 38 690 $ 1 290 $Coût unitaire après vente de chaleur 46,7

47,2

22,6

avec récupération avec cogénération

46,7

Contraintes et particularités

Des microturbines sont disponibles commercialement en configuration pour diesel #2. Toutefois,une bonne filtration du combustible est nécessaire pour éviter des problèmes avec des particules.



MicroturbinesDescriptionDes turbines à gaz alimentées par gaz naturel outout autre combustible fossile, dont le diesel.Installation avec récupération interne de chaleur; peuvent également être installée avec utilisationexterne de la chaleur. Les chiffres entreparenthèses font référence aux installations aveccogénération.

Coût ($/kW, installé) 1967$(2217$)

Qualité du service

Taille du système type (kW) 30Coût total par système (k$) 59$ à 66$Déplacement de diesel (litres/an,par kW installée)

-272(+1017)

Déplacement de CO2 (kg/an, parkW installée)

-700(+2700)

Coût de revient (¢/kWh) 46,7 (22,6)

Capable de suivre la charge ; augmente fiabilité etstabilité du réseau.

Durée de vie (ans) 20 Statut de la technologie commercialContraintes connues Qualification du personnel

Pas de personnel requis pour l’opération.



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)Diesel ou autre carburant 800 0?? 0,9 0??Jumelage facile avec Bruittoute autre ressource énergétique 65 dB à 10 mêtresFournisseursCapstone Turbines21211 Nordhoff St.Chatsworth, CA 91311 USA(818) 734-5320

Distributeur québécois:On Power Systems inc.1120 Boul La FayetteLongueuil, QC J4K 3B3Tel: (450) 442-0000 ext: 107Pascal [email protected]



6.3. Électricité renouvelable

fiche 6: électricité marémotrice

fiche 7: énergie hydrocinétique

fiche 8: énergie des vagues

fiche 9: énergie photovoltaïque

fiche 10: petites turbines éoliennes


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 6 : Énergie marémotrice - page 46

Barrage d’Annapolis Royale

FICHE 6 : ÉNERGIE MARÉMOTRICE

Description

Les énergies potentielles et cinétiques contenues dans les marées et les courants qu’elles

provoquent peuvent être exploitées par une grande variété d’appareils.

La première génération, basée sur une approche empruntée aux centrales hydroélectriques

conventionnelles, faisait appel aux barrages installés dans les estuaires. Seulement deuxcentrales de ce type sont en opération à une échelle commerciale :

celle de la rivière Rance, près de St-Malo en France qui date de 1967 et possède une

puissance de 240 MW ;

celle d’Annapolis Royale en Nouvelle-Écosse, en fonction depuis 1984 et qui possèdeune puissance de 20 MW.

Une dizaine d’autres projets plus petits existent dans différents pays.34

Le barrage de la Rance est doté de turbines à bulbe

qui utilisent à la fois la force des marées et celle ducourant de la rivière. Elles tournent donc dans les deux

sens et produisent de l’électricité à marée montantecomme à marée descendante.

34 http://www.tidalelectric.com/History.htm

Barrage de la Rance



La centrale d’Annapolis Royale, la seule de son genre en Amérique du nord, génère del’électricité à partir des turbines « Straflo » dans la Baie de Fundy. Elle ne produit de

l’électricité que lorsque la mer se retire.

Plusieurs grands projets de ce type ont été envisagés, mais ils ont tous été abandonnés à cause del’ampleur des impacts environnementaux reliés à la construction du barrage. Par exemple, un

projet de 8640 MW dans l’estuaire Severn entre le Pays de Galles et l’Angleterre a été étudiépendant 13 ans, à un coût de 100 millions $. Le projet a cependant été mis sur la glace en 1987,

en raison de problèmes économiques et environnementaux, dont des entraves à la navigation et àla migration des poissons ainsi que des modifications profondes des débits et donc des

écosystèmes estuariens. D’autres projets ont également été étudiés dans la Baie de Fundy.

Une deuxième génération

Dans les dernières années, de nouvelles approches sont apparues afin de contourner lesembûches associées à la construction de barrages. Les nouveaux appareils sont placés au large

des côtes et ne bloquent plus les estuaires. De cette façon, les poissons et les bateaux peuventcirculer librement. Il existe quatre types d’appareils qui fonctionnent en mer : les turbines à

courants de marée, les appareils oscillants, les appareils flottants et les murs à retenue d’eau.Cependant, la plupart de ces appareils ne sont pas

encore commercialisables.

Plus précisément, ces quatre approchestechnologiques en développement sont :

1. Les turbines à courants de marée. Elles

fonctionnent sur le même principe que lesturbines à vent, sauf qu’elles sont immergées

en mer [axe vertical ou horizontal]. Cettetechnologie devrait avoir des impacts

minimes sur la faune marine à cause de lafaible vélocité de rotation des pales.

L’entreprise britannique Marine Current

Turbines (MCT) développe un projet dansla mer de Lynmouth, au large de Devon

(Angleterre). La première phase dedéveloppement, complétée en 2003 à un Marine Currents Turbines, Angleterre



coût de 3,4 million de £, consiste à installer une turbine à hélice unique de 300 kW.Cette turbine ne fonctionne qu’en marée montante et n’est pas connectée au réseau.

La deuxième phase (2004-2007) permettra de tester un système à deux hélices (1 MWau total), à un coût de 8,5 M £35. Enfin, la troisième phase consisterait à ériger un parcde dix unités (10 MW) à partir de 2006.36

Un appareil similaire a été développé par l’entreprise norvégienne Hammerfest StormAS. Des turbines de 300 kW ont été installées dans le fjord Kvalsundet dans le nord

du pays en 2002-2003. Connectées au réseau national norvégien, ces turbines marinesont été les premières à alimenter un réseau électrique. L’entreprise prévoit un parc de

10 MW connecté au réseau d’ici 2008.

Au Canada, l’entreprise BlueEnergy mise sur un prototype à axe

vertical. Fixé dans un caisson debéton au fond de la mer, legénérateur et la machinerie sont au-

dessus de l’eau. Blue Energy essayede développer un projet de

démonstration composé de deuxturbines de 250 kW chacune, au

large de la Colombie-Britannique.Elle explore également un projet

beaucoup plus vaste auxPhilippines, dont la première phase

comporterait 274 turbines de 7 à 14MW chacune, avec un pontconstruit au-dessus des machines.

Toutefois, ce projet de 2,8 milliards$US est loin d’être confirmé.

Clean Current, une autre entreprise de Colombie-Britannique, a développé uneturbine à axe horizontal avec des aimants permanents fixés sur les pales. Un projet de

35 Voir la section sur le coût de revient ci-dessous.

36 http://www.marineturbines.com/projects.htm.

Blue Energy Ocean Turbine



démonstration est en voie d’implantation aux Race Rocks dans le détroit de Juan deFuca, à 16 km de Victoria. Financé par le Fond d’innovation environnementale

d’Encana, le projet a pour but de remplacer les groupes diesels utilisés pour fournir del’énergie à un phare marin et un centre écologique.

Verdant Power, une entreprise américaine, développe un projet au large de Manhattan

dans un tronçon de la East River où la direction du courant change avec les marées.Ce projet est décrit dans la fiche numéro 7.

2. Les appareils oscillants comme le Stingray de l’entreprise britannique Engineering Busi-

ness utilisent un hydrofoil à anglevariable qui oscille en réponse aux

courants marins. L’oscillation del’hydrofoil, fixé au fond marin, crée de la

pression sur un fluide hydraulique, quifait tourner un générateur. Une version decet appareil de 150 kW a été testée à Yell

Sound dans les Îles Shetland.37

3. Les appareils flottants. Le concept TidEL de SMD Hydrovision consiste à attacher au

fond marin une poutre flottante à laquelle sont fixées deux turbines de 500 kW.L’appareil est construit pour fonctionner à plus de 30 mètres de profondeur dans descourants marins de 5 nœuds. L’entreprise espère pouvoir commercialiser l’appareil en

2006.38

4. Les murs à retenue d’eau (Tidal Lagoon) sont des structures érigées au large des côtes.

Elles emprisonnent l’eau comme une piscine et restreignent sa sortie. Au momentopportun, l’eau est relâchée à travers des turbines pour produire de l’électricité. Lesystème fonctionnerait à marée montante comme à marée descendante, averc un f.u. de

48 %. L’entreprise TidalElectric mène une étude de faisabilité pour un projet de 60 MWdans la Baie de Swansea au Royaume-Uni.

37 http://www.bwea.com/marine/devices.html.

38 www.smdhydrovision.com/products.



Coût de revient

Étant donné la multiplicité des approches technologiques ainsi que le stade pré-commercial dechacune, il est impossible de fournir des informations précises sur leurs coûts.

Les coûts présentés ici sont basés sur la phase 2 du projet Segen de Marine Current Turbines,

décrit ci-dessus. Cette estimation a été fournie par l’entreprise, sous l’hypothèse de reproduire leprojet existant. La production annuelle étant directement reliée aux caractéristiques du site, ces

coûts sont fournis à titre indicatif seulement. On peut cependant présumer que les coûts defabrication diminueront substantiellement au fur et mesure que la technologie deviendra plus

mature.

Soulignons que l’énergie marémotrice quoique très prévisible n’est pas constante, étant donné lerenversement quatre fois par jour du courant. Il s’agit donc nécessairement d’une énergie

d’appoint. La production étant prévisible, par ailleurs, l’ensemble des coûts d’entretien sonttraités comme des coûts fixes.

www.tidalelectric.com



COÛT DE REVIENT

par unité par kWpuissance installée, kW (système type) 1000 1

investissement requis ($/système)coût d'acquisition 4 000 000 $ 4 000 $coût d'installation 1 000 000 $ 1 000 $transport 30% 1 200 000 $ 1 200 $surcoût installation 100% 1 000 000 $ 1 000 $Total investissement requis 7 200 000 $ 7 200 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 40,0% 40,0%MWh annuelle par système 3504,0 3,5durée de vie 25 25

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 720 000 $ 720 $- O&M fixe 72 000 $ 72 $- total Frais fixes 792 000 $ 792 $Frais variables- Carburant - $- O&M variable - $- total Frais variables - $ - $Total Coûts annuels 792 000 $ 792 $Coût unitaire (¢ /kWh)

MCT (phase 2)

22,6

Prospectifs

Le Royaume-Uni est présentement le plus actif des investisseurs dans les énergies marines. Legouvernement anglais a établi le centre des nouvelles énergies renouvelables à Northumberland

ainsi que le Centre Européen de l’énergie marine à Orkneys. En août 2004, le Ministère del’industrie et du commerce britannique a annoncé un fond de 50 millions GBP de support au

développement commercial des technologies de l’énergie marine.39 D’ici 2008, un total mondialde 14,8 MW de capacités marémotrices est attendu, dont 65 % proviendra du Royaume-Uni. LaNorvège sera le second joueur. D’autres pays comme le Canada, la France et les États-Unis

n’auront qu’un rôle mineur. On anticipe que 70 % de ces nouvelles unités de productionproviendront des turbines à courants et que 30 % seront des appareils oscillants. Les dépenses

39http://www.eeca.govt.nz/eeca-library/renewable-energy/marine/report/marine-energy-summary-of-current-developments-and-outlook-for-nz-05.pdf.



mondiales en capital pour l’énergie marémotrice atteindront 35 millions de dollars US d’ici2008, dont 23 millions par le Royaume-Uni et 10 millions par la Norvège.40

Les courants de marées représentent une ressource énergétique de grand intérêt En effet, les

courants d’eau possèdent quatre fois plus de densité énergétique que les courants d’air. Parconséquent, le diamètre des turbines marines peut être beaucoup moins grand que celui des

éoliennes pour la même puissance produite. Deuxièmement, la vélocité de l’eau des marées, etdonc leur production énergétique, est hautement prévisible. De plus, la variabilité des courants de

marée est beaucoup plus limitée que celle des vents, ce qui rend moins complexe la conceptiondes turbines. Les meilleures ressources sont généralement proches des centres de population.

Enfin, la technologie est modulaire et permet d’éviter de gros travaux civils d’ingénierie.

En 2002, B.C. Hydro a entamé un examen de la ressource marémotrice41. L’étude du groupeTriton indiquait un potentiel de 2,7 TWh par an avec des technologies existantes, à des coûts

allant de 11 à 25 ¢ du kWh, avec un f.u. de seulement 20 % et des courants de 3,5 m/s. L’étudeprévoit une diminution de ces coûts à 5-7¢ du kWh.

Cela dit, il s’agit d’une technologie très jeune. Des interrogations subsistent sur l’étanchéité des

appareils et les conséquences d’infiltrations d’eau salée dans les systèmes de roulement à billes.De même, on ne connaît pas les effets d’une colonisation possible d’organismes marins sur le

mécanisme des appareils.42

Selon une étude de RSW, les marées de la Baie d’Ungava sont parmi les plus grandes au monde,allant de 5,5 à 8,5 mètres43. Neuf estuaires sont identifiés avec des potentiels marémoteurs très

grands. En principe, les surfaces de glace n’empêchent pas le mouvement de marées. Toutefois,il reste à voir, dans le pratique, à quel point les technologies décrites ici seraient faisables dans

un climat nordique.

40 http://www.energybulletin.net/print.php?id=3881.

41 Green Energy Study for British Columbia. Phase 2: Mainland — Tidal Current Energy (24 octobre2002), http://www.verdantpower.com/com/bc-hydro-tidal-report-oct2002.pdf.

42 http://www.worldenergy.org/wec-geis/publications/reports/ser/marine/marine.asp.

43 Marie-Hélène Briand et Michel Claisse, RSW Inc., « Potential for Renewable Energy Development inNunavik, Canada », sans date.



Énergie marémotriceDescriptionAppareils pour extraire l’énergie des courants demarées. Plusieurs approches technologiques endéveloppement, allant des turbines d’axe verticalou horizontal, aux hydrofoils et aux piscines tidales.

Coût ($/kW) 7 200 Qualité du serviceTaille du système type (kW) 1 000Coût total par système ($) 7 200 000Déplacement de diesel (litres parkW installée, par an)

1051

Déplacement de CO2 (tonnes /an,par kW installée, par an)

2 800


Production prévisible, suivant une courbesinusoïdale. Deux cycles par jour, pour desappareils ne fonctionnant que dans une direction,ou quatre, pour ceux qui fonctionnent à maréemontant et descendante.

Durée de vie (ans) 20 Statut de la technologie Pré-commercialeContraintes connues Qualification du personnelRequiert des sites particuliers caractérisés par deforts courants de marée.




NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)0 0 0 0

Jumelage facile avec Bruittoute autre source d’électricité aucunFournisseursClean Current Power Systems Inc.1025 Belmont Ave.North Vancouver, BC, V7R 1K3

Blue Energy Canada Inc.Box 29068, 1950 West BroadwayVancouver, BC, V6J 1Z0Phone: [email protected]

Marine Current Turbines Ltd.Bristol, Royaume-UnisTel: 011 44 117 979 [email protected]

http://www.wavedragon.net/http://aquaenergygroup.com/projects/index.phphttp://www.oceanpowertechnologies.comhttp://www.energetech.com.au/http://www.wavegen.co.uk/


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 7 : Énergie hydrocinétique - page 54

FICHE 7 : ÉNERGIE HYDROCINÉTIQUE

Description

Au cours des dernières années, de grands efforts ont été faits pour développer des systèmes

permettant d’extraire l’énergie cinétique de l’eau, sans barrage ni autre ouvrage de génie civil.Ces systèmes sont connus en anglais sous les termes de « in-stream » ou « free-flow »

hydropower. Un peu comme des turbines éoliennes, ces systèmes convertissent l’énergie d’undébit d’eau en électricité, sans accumulation ni dénivellement.

L’application est sensiblement la même pour capter l’énergie d’un cours d’eau, celle des marées

ou celle des aqueducs et des canaux d’irrigation. Plusieurs approches technologiques sont endéveloppement, dont les turbines à axe horizontal et à axe vertical, les turbines en hélice

(« Gorlov ») et les turbines cycloïdes. Elles sont illustrées à la Figure 7.1.

Il s’agit de turbines fixées au fond dela rivière (ou dans un canal

d’irrigation, aqueduc, etc.), sansbarrage ou autre modification du

débit de la rivière.

En octobre 2005, le Idaho NationalLaboratory du département de

Figure 7.1

Turbine à axe horizontal Turbine à hélice (« Gorlov »)

turbine cycloïde



l’énergie américaine a organisé un atelier pour faire le tour de l’ensemble des nouvellestechnologies hydrauliques, tant les technologies « hydrostatiques » (basées sur l’énergie

potentielle d’eau qui résulte de sa position ou de son élévation) que celles qui sont« hydrocinétiques » (basées sur l’énergie potentielle de l’eau qui résulte de son mouvement44).

Plusieurs de ces technologies ont déjà été décrites dans la fiche sur l’énergie marémotrice. Si l’on

note un intérêt plus grand pour les applications de ce type, il est probablement dû au fait qu’ilpermet pour la première fois de capter l’énergie des marées, tandis que l’exploitation de l’énergie

hydraulique des rivières est tout à fait mature. Cela dit, de nombreux sites ont été identifiés pouraccueillir un développement hydrocinétique où des projets hydrauliques traditionnels ne seraient

pas possibles.

Quoique les courants de marées soient très prévisibles, ce qui donne une valeur importante depuissance, les facteurs d’utilisation ne dépassent pas les 30 %. Pour les applications riveraines,

par contre, le f.u. peu aller jusqu’à 80 %, en fonction de la variabilité saisonnière.

Le leader dans le développement de l’énergie hydrocinétique en Amérique du Nord estprobablement l’entreprise américaine Verdant Power, qui œuvre actuellement sur un projet de

démonstration sur la East River dans la ville de New-York, au large de l’île Roosevelt.

En collaboration avec la New York State Energy Research & Development Authority(NYSERDA), Verdant Power installera 494 turbines de 36 kW dans la East River de la ville de

New York. Étant donné que le courant de la East River change de direction avec les marées, ils’agit en fait d’un projet d’énergie marémotrice. Cela dit, la plupart des autres projets dans les

cartons de Verdant Power concernent les rivières.

Actuellement, le projet en est à la deuxième phase sur trois :

Phase 1 : test de la turbine de 36 kW, suspendue à une barge (décembre 2002).

Phase 2 : installation de 6 turbines, études des impacts sur les poissons (prochainement)

Phase 3 : installation de 494 turbines (17,8 MW), séparées les unes des autres par 15 m

(transversal) et 30-35 m (longitudinal).

44 Les présentations et comptes-rendus se trouvent àhttp://hydropower.id.doe.gov/hydrokinetic_wave/index.shtml.



Les turbines à axe horizontal sont d’une hauteur de 16 pieds et sont fixées au fond de la rivière àune trentaine de pieds de profondeur. L’emplacement étant asujetti aux marées, les turbines sont

bidirectionnelles et produiront de l’énergie environ 10 heures par jour (f.u. de 27%).45

Les coûts de la technologie sont de 4000 $US par kW installé pour un système de 5 MW.L’entreprise estime qu’en 2010 les coûts baisseront à 2 000 $US le kW.46 Les coûts d’entretien et

d’opération seraient très bas.47

Comparée à l’entreprise britannique Marine Current Turbines qui concentre ses activités dans lagrande production centralisée au large des côtes (voir Fiche 4, Énergie marémotrice), Verdant

Power se concentre plus sur des applications de production distribuée. À titre d’exemple,l’entreprise fait actuellement des évaluations dans le Bassin de l’Amazone afin de voir si sa

technologie ne pourrait pas remplacer les générateurs au diesel qui sont actuellement utiliséspour recharger les batteries dans les petits villages le long du fleuve.48

Perspectives

Une étude de l’Université de New-York a identifié 120 sites propices au « free-flow hydro »,

avec un potentiel de 12 500 MW. L’EPRI en a publié une étude en 2002, qui est mise à jourrégulièrement.

Verdant Power vient d’ouvrir une filiale canadienne, avec l’ambition de faire du Canada le

leader mondial de la recherche sur l’énergie hydrocinétique. Elle travaille avec la ville deCornwall en Ontario, et vise l’installation dans le fleuve St-Laurent de projets pilotes de trois

technologies distinctes. Ces concepts utiliseront entre autres des turbines cycloïdale et d’axevertical pour des applications peu profondes, entre autres pour éviter les coûts d’installation sur

le fond de la rivière.

Coût de revient

Comme avec n’importe quel projet hydroélectrique, la faisabilité d’un projet et ses coûts réels varient

grandement selon les caractéristiques du site. Il importe également de souligner que la production

45 http://enr.construction.com/news/powerIndus/archives/050124.asp.46 http://hydropower.id.doe.gov/hydrokinetic_wave/pdfs/hydro_workshop_proceedings_13feb06.pdf p. 11.47 http://www.nrel.gov/technologytransfer/entrepreneurs/pdfs/16_verdant_power_final.pdf.48 http://hydropower.id.doe.gov/hydrokinetic_wave/pdfs/hydro_workshop_proceedings_13feb06.pdf . p.11.



énergétique peut varier sur une base saisonnière, selon les caractéristiques du cours d’eau.

Les chiffres présentés ici réflètent les coûts des équipements prévus par Verdant Power pour l’an2010. Étant donné que les coûts varieront inévitablement avec la qualité de la ressource et les

coûts d’intégration au réseau existant, les coûts présentés ici sont à titre indicatif seulement.

COÛT DE REVIENTpuissance installée (kW) 100 1investissement requiscoût d'acquisition 250 000 $ 2 500 $coût d'installation 150 000 $ 1 500 $transport 50% 125 000 $ 1 250 $surcoût installation 100% 150 000 $ 1 500 $Total investissement requis 675 000 $ 6 750 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 80,0% 80,0%MWh annuelle par système 700,8 7,0durée de vie 25 25

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 67 500 $ 675 $- O&M fixe 6 750 $ 68 $- total Frais fixes 74 250 $ 743 $Frais variables- Carburant- O&M variable- total Frais variables - $ - $Total Coûts annuels 74 250 $ 743 $

Coût unitaire (¢ /kWh) 10,6 10,6


Quoiqu’il y ait des raisons d’être optimiste, les études environnementales de ces turbines ne sontpas encore terminées. Même si les pales ne tournent qu’à 32 rpm, on ne peut écarter la possibilité

d’effets sur la ressource halieutique. Il y a aussi des effets possibles sur la morphologie de larivière, si les turbines sont suffisamment grandes pour extraire une proportion importante de

l’énergie cinétique du cours d’eau. Cela dit, il importe de souligner que la technologie estmodulaire et serait donc facile à enlever ou déplacer si les études prouvaient qu’elle est néfaste

pour l’environnement.



Installations micro-hydro non conventionnellesDescriptionTurbines fixées dans un cours d’eau, pourconvertir l’énergie cinétique en électricité sansmodifier les débits.

Coût ($/kW) 6 750 Qualité du service

Taille du système type (kW) 100Coût total par système 675 000

Déplacement de diesel (litres parkW installée, par an)

2012

Déplacement de CO2 (tonnes parkW installée, par an)

5600


Dépend du cours d’eau dans lequel il est aménagé.

Durée de vie (ans) 25 Statut de la technologie Démonstration,pré-commercial

Contraintes connues Qualification du personnelimpacts environnementaux toujours à l’étude



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)cours d’eau aménageable 0 0 0 0Jumelage facile avec Bruittoute autre source d’électricité aucunFournisseursVerdant Power, LLC4640 13th Street, NorthArlington, VA 22207Trey Taylor, PresidentPhone: (703) 528-6445Fax: (703) [email protected]

Verdant Power Canada261 Martindale Rd., Suite 5St. Catherines, ON L2W 1A2Gene LuczkiwPhone: 905-688-5757


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 8 : Énergie des vagues - page 59

FICHE 8 : ÉNERGIE DES VAGUES

Les recherches sur le captage de l’énergie des vagues ont débuté dans les années 70 en

Angleterre et au Japon. Un grand nombre d’appareils et de concepts ont été étudiés, mais moinsd’une dizaine seront probablement commercialisés d’ici 10 ans.49

Dans un premier temps, on peut distinguer les appareils flottants des appareils qui sont fixés, soit

sur le fond de l’océan, soit sur la côte. Dans un deuxième temps, on peut distinguer différentesapproches technologiques, dont les colonnes d’eau oscillantes, les absorbeurs ponctuels (point

absorbers) et ceux basés sur le mouvement différentiel.

Les exemples suivants font l’objet d’un développement actif et illustrent les différentes méthodesd’extraction de l’énergie des vagues.

Appareils fixes

Une des approches les plus intéressantes, tant pour les

appareils fixes que pour ceux qui flottent, utilise une colonned’eau oscillante, à l’intérieur d’une structure partiellement

submergée, fermée au-dessus et ouverte en-dessous. Lapression de l’air piégé au-dessus de la surface de l’eau

augmente et descend avec chaque vague. Une turbineconvertit ces changements de pression en énergie électrique.

Un exemple de cette approche en opération commerciale est le

LIMPET (Land Installed Marine Powered EnergyTransformer) de l’entreprise écossaise Wavegen50. Installé sur

les côtes de l’île d’Islay à l’ouest de l’Écosse, le LIMPET estune structure de béton de 21 x 7 mètres qui utilise une turbine

Wells (qui tourne toujours dans le même sensindépendamment du sens du courant d’air) actionnant deux

générateurs de 250 kW chacun. Lorsque la vague vient sebriser sur la côte, elle comprime l’air emprisonné dans la

chambre fixe et le propulse à travers une turbine. L’effet de

49 http://www.energybulletin.net/3881.html.

50 http://www.wavegen.co.uk/.



succion créé par le retrait de la vague actionne encore une fois la turbine. En service depuis2000, LIMPET bénéficie d’un contrat d’achat d’électricité de 15 ans, à un prix d’environ 14 ¢.

Appareils flottants

Rélié à une plate-forme fixée au fond de la mer, un corps flottant répond à la montée et à la

descente des vagues qui passent. Ce type d’appareil fait la conversion du mouvement ondulatoiredes vagues en mouvement de rotation d'éléments mécaniques qui produisent l’électricité.

Un de ces appareils, la PowerBuoy

d’Ocean Power Technologies,consiste en une bouée modulaire de

27 tonnes dont la productionunitaire d’énergie peut aller jusqu’à40 kW, selon la configuration et les

conditions d’opération. Un parc de 1MW de ces bouées, construit pour la

United States Navy, est en opérationà Hawaï depuis octobre 2005.

Un autre parc de bouées similaires,de l’entreprise américaine

Aquaenergy, sera en service dans l’État de Washington d’ici 2008. Le parc de 1 MW fournira del’électricité au réseau de Clallum County. Les bouées de 80 à 250 kW chacune seront installées à

LIMPET

Ocean Power Technologies PowerBuoy (Hawaï)



AquaBUoy de AquaEnergy Group

environ 5 km au large de la côtePacifique dans des eaux de 50 à 75

mètres, à Makah Bay. Le site estintéressant dû à la confluence deséléments suivants :

grande profondeur pas loinde la côte,

bon régime de vagues,

accès facile aux lignes de

transport,

besoin important d’énergiedans les communautés

avoisinantes,

entreprise municipale d’électricité, ouverte au

concept, et

participation enthousiaste de la Première Nationqui contrôle les terres requises pour le projet.

Basé sur un concept très différent, le Pelamis d’Ocean

Power Delivery est une structure semi immergée, attachéeau fond marin qui est composée de sections cylindriques

liées par des joints articulés. L’appareil Pelamis génère del’électricité en exploitant les différences de mouvements

entre les cylindres d’acier connectés. Des béliershydrauliques qui résistent aux mouvements des joints,

pompent à haute pression de l’huile et actionnent desmoteurs hydrauliques qui, à leur tour, mettent en marcheles générateurs électriques. Un prototype de 750 kW est

testé actuellement sur le site de d’Orkney Island.

Finalement, le Wave Dragon de l’entreprise danoise du même nom est un appareil flottantamarré au niveau de la mer et qui laisse les vagues passer par-dessus lui, afin de capter l’eau

dans un réservoir. Lorsque cette eau captée dans le réservoir s’écoule en mer, elle tourne des

Pelamis



turbines hydrauliques pour produire de l’électricité. De mars 2003 jusqu’au milieu de 2006, unconsortium de développement teste le prototype de 20 kW adapté à la puissance des vagues du

fjord de Nissum Bredning, au nord du Dannemark. À partir des résultats obtenus, des prototypesde plusieurs mégawatts pourront être développés dès 2007. L’objectif de l’entreprise est defournir de l’énergie à 0.04 euros le kWh provenant d’installations d’une puissance allant de 4 à

11 MW51.

Coûts

Étant donné la grande diversité des approches technologiques, dont plusieurs sont à un stade pré-commercial, il est impossible de fournir des estimations de coût fiables. Les coûts présentés ci-

dessous sont les coûts réels du projet de Makah Bay de AquaEnergy. Il importe de soulignerque les coûts d’une installation de ce type varient énormément selon la qualité de la ressource,

c’est-à-dire les vagues elles-mêmes, et la distance à laquelle se situe la côte. Les coûts du projetde Makah Bay incluent des coûts d’interconnexion de 1,5 M $US (5 km). Quant à la ressource

vague, elle est en général jusqu’à deux fois plus grande sur les côtes ouest que sur les côtes est, àcause des vents dominants. Par ailleurs, la présence de glace ne constitue pas un empêchement

majeur. Toutefois, une couverture totale de glace diminue radicalement la conversion del’énergie éolienne en vagues, et élimine donc quasiment la production d’énergie pendant lapériode affectée.

51 http://hydropower.id.doe.gov/hydrokinetic_wave/pdfs/hydro_workshop_proceedings_13feb06.pdf, p.31.



COÛT DE REVIENT

parc par kWpuissance installée, kW (système type) 1000 1

investissement requis ($/système)coût d'acquisition 4 640 000 $ 4 640 $coût d'installation 1 160 000 $ 1 160 $transport 10% 464 000 $ 464 $surcoût installation 20% 232 000 $ 232 $Total investissement requis 6 496 000 $ 6 496 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 13,1% 13,1%MWh annuelle par système 1500 1,2durée de vie 0

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 649 600 $ 650 $- O&M fixe - $- total Frais fixes 649 600 $ 650 $Frais variables- Carburant - $- O&M variable - $- total Frais variables - $ - $Total Coûts annuels 649 600 $ 650 $


Aquaenergy

43,3



Énergie des vaguesDescriptionAppareils fixes ou flottants quicaptent l’énergie des vagues.

Coût ($/kW) 6 496 Qualité du serviceTaille du système type(kW)

1000

Coût total par système(M $)

6,5

Déplacement de diesel(litres par kW installée,par an)

450

Déplacement de CO2

(tonnes par kW installée,par an)

1 197


Grande variabilité d’une place à l’autre.

Durée de vie (ans) 20 Statut de la technologie Pré-commercialeContraintes connues Qualification du personnelDéconseillé en présence d’unecouverture de glace.


Ressources requises CO2(kg/MWh)

Poussière(kg/MWh)

NOx(kg/MWh)

SO2(kg/MWh)

Grands vagues, pas trop loin descotes.

0 0 0 0

Jumelage facile avec Bruittoute autre source d’énergie aucunFournisseursAquaEnergy Group, Ltd.P.O. Box 1276Mercer Island, WA 98040 USAContact : Alla Weinstein, CEOPhone: (425) 430-7924http://www.aquaenergygroup.com

WaveGen13a Harbour RoadInverness IV1 1SYScotlandContact: David Langston, Bus. Dev. Mgr.Tel: 011-44-1463 [email protected]


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 9 : Solaire photovoltaïque - page 65

FICHE 9 : SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE

Description

Le solaire photovoltaïque (PV) est une technologie disponible depuis longtemps. Elle a une

fiabilité connue et est largement utilisée dans des applications où une connexion au réseauélectrique serait trop chère. L’obstacle principal à une utilisation plus large du PV est son prix

élevé. Aujourd’hui, les panneaux de PV coûtent environ 6 $ par Watt, et environ 10 $ par Watt(nominal) installé, y compris l’onduleur52.

Avec un facteur d’utilisation assez faible, surtout en milieu nordique, le rendement des panneaux

solaires est modeste par rapport à d’autres options. Néanmoins, la technologie peut être rentabledans certaines régions où le prix du diesel est élevé. La technologie est très robuste, ne demande

pas d’entretien (sauf peut-être un déneigement) et a une vie utile très longue.

Les panneaux PV sont disponibles en différentes tailles. On peut aller d’un petit panneau (900W) qui fournit une fraction de l’énergie consommée par un ménage aux grandes installations

capables de fournir toute l’énergie requise pour un bâtiment en combinaison avec le stockaged’électricité. Toutefois, le stockage augmente le coût d’un système PV de façon significative.

Une troisième option serait un parc solaire centralisé avec des panneaux qui ne sont pas installéssur les toits de bâtiments, mais dans un endroit bien exposé au soleil, relié au réseau local

d’électricité. Cette dernière option aurait aussi l’avantage d’éviter les coûts d’installation d’ungrand nombre de systèmes résidentiels dont l’apport individuel serait relativement faible.

Actuellement, selon l’Association des industries solaires du Canada, les panneaux PV au Canada

sont d’une taille de 900 W en moyenne. Néanmoins, la taille utilisée présentement en Californieest de 3 000 W, ce qui est aussi la taille que le marché au Canada adoptera au cours des années à

venir. En tenant compte de cette évolution, la taille de 3 kW a été retenue pour cette analyse.

Plusieurs variantes de cette technologie existent pour le secteur résidentiel. L’approche la pluscourante est d’installer les panneaux PV sur le toit d’une maison. Il y a également une

technologie canadienne, Spheral Solar, qui intègre le PV dans les toitures. Toutefois, vue que lesoleil dans les latitudes nordiques vient d’un angle assez petit, il est souhaitable d’orienter les

modules vers le sud et de les installer à un angle de 40° pour optimiser le rendement dessystèmes. Intégrer le PV dans une toiture peut également supprimer la production d’électricité

52 Source: Rob McMonagle, Association canadienne des énergies solaires, février 2006.



car le toit peut être couvert de neige pendant une longue période de l’année. Par conséquent, lespanneaux PV non intégrés aux toits semblent être la technologie préférée. Selon le logiciel

Retscreen, un panneau de 3 kW fournira une quantité de 3 221 kWh par an s’il est installé à unelatitude de 55° (hauteur de Schefferville, ce qui représente un facteur d’utilisation de 12,3 %.


COÛT DE REVIENT


investissement requis ($/système)coût d'acquisition 24 000 $ 8 000 $ 834 643 $ 8 346 $coût d'installation 6 000 $ 2 000 $ 100 000 $ 1 000 $transport 10% 2 400 $ 800 $ 83 464 $ 835 $surcoût installation 50% 3 000 $ 1 000 $ 50 000 $ 500 $Total investissement requis 35 400 $ 11 800 $ 1 068 107 $ 10 681 $


Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 3 540 $ 1 180 $ 106 811 $ 1 068 $- O&M fixe 214 $ 71 $ 156 $ 2 $- total Frais fixes 3 754 $ 1 251 $ 106 967 $ 1 070 $Frais variables- Carburant - $ - $ - $ - $- O&M variable - $ - $ - $ - $- total Frais variables - $ - $ - $ - $Total Coûts annuels 3 754 $ 1 251 $ 106 967 $ 1 070 $


centralisédécentralisé

79,1116,5

Les chiffres du tableau ci-dessus montrent le coût pour des panneaux installés en position fixesur les toits (résidentiels), et aussi pour des panneaux montés sur des structures qui suivent le

soleil (SunLink Solar Tracker) installés à un endroit centralisé. Le coût d’un système de repérageest de 3700 $ (plus taxes). Le système peut supporter un panneau de 1,4 kW. La consommation

en électricité par le moteur du système est très marginale et n’est donc pas prise en compte. Lescalculs pour le parc centralisé présument également un rabais de 15 % à l’achat des panneaux

parce qu’ils seront alors achetés en grande quantité.



L’installation des panneaux PV nécessite le service d’un technicien spécialisé. Si cettetechnologie est appliquée dans une communauté éloignée, il faudrait alors que le technicien

installe une série de panneaux pour plusieurs maisons pour contrôler le coût d’installation et detransport des panneaux.

Le coût des systèmes PV est en baisse constante. Le coût des modules (sans installation ni

appareillage) est passé de 6,90 $ par Watt en 1992 à 3,13 $ en 2002. Il devrait atteindre environ1,25 $ par Watt en 2008, selon le US National Renewable Energy Laboratory53. À l’avenir, les

systèmes de collecteurs solaires à concentration peuvent amener une réduction significative decoût pour les systèmes de tailles moyenne et grande. Des améliorations technologiques comme le

remplacement du silicium par d’autres matériaux moins chers sont prévisibles sur un horizonplus lointain. La Figure 9.1 montre l’expérience en Californie, où le coût des panneaux PVinstallés fut en baisse constante au cours des sept années passées.

CPUC: Programme PV de la California Public Utilities CommissionCEC : Programme PV de la California Energy Commission

Figure 9.1 Réductions de coût pour les modules PV (noir) et leur installation (barresjaunes et bleues) en Californie entre 1998 et 200554

53 Cost/Capacity Analysis for PV Manufacturing R&D Participants. National Renewable EnergyLaboratory, 2002.54Wiser, Ryan et al. : Letting the Sun Shine on Solar Costs: An Empirical Investigation of PhotovoltaicCost Trends in California. LBNL-59282 NREL/TP-620-39300, Ernest Orlando Lawrence BerkeleyNational Laboratory, Environmental Energy Technologies Division, janvier 2006.



Le remplacement de l’onduleur, prévu tous les 10 ans, coûte 6 000 $ en matériel pour un systèmede 3 kW. Pour l’installation centralisée, le coût est estimé à 1000 $ par kW car il s’agit d’un seul

grand système au lieu de plusieurs onduleurs pour chaque maison.

Les frais d’installation sont un élément important dans le coût d’un système PV. En milieuéloigné, ces frais sont estimés à 3,00 $ par W pour des systèmes de 3 kW. Le recours aux

systèmes centralisés pourrait diminuer ces coûts d’installation. Pour les systèmes centralisés, cecoût est supposé être 50 % moins élevé car des éléments comme le câblage et l’onduleur sont

installés une seule fois pour l’ensemble du système.


On ne connaît pas de contraintes par rapport à l’utilisation du solaire PV dans les régionsnordiques, sauf le fait que la différence saisonnière dans la production d’électricité est encore

plus aiguë qu’elle ne l’est ailleurs : en hiver, le rendement peut être réduit à la moitié ou moinsde celui en été. Les panneaux peuvent avoir besoin d’être déneigés en hiver, mais souvent

l’inclinaison des panneaux (angle recommandé : 40°) provoque la chute de la neigeéventuellement accumulée. Il est clair que durant l’été le PV va réduire les besoins en électricité

comblés par les générateurs diesel, mais sa contribution hivernale sera moins importante.

Étant donné que le soleil change d’angle pendant la journée (jusqu’à 240° en été), il peut êtreavantageux d’installer un système de repérage qui tourne les panneaux pour maximiser la

production d’électricité. Un tel système est manufacturé au Canada sous le nom de Sun LinkSolar Tracker (www.sunlinksolartracker.com), bien qu’un système plus grand puisse être

désirable. Les systèmes de repérage à un axe comme le Solar Tracker augmentent la productionannuelle pour un panneau de 3 kW d’environ 26 % et un système à deux axes pourrait

l’augmenter de 37 %. Les calculs présentés ci-dessus tiennent compte d’un système SolarTracker d’un axe.



Solaire photovoltaïqueDescriptionLe solaire PV utilise la lumière du soleil pourgénérer de l’électricité. Il consiste généralementen panneaux solaires montés sur le toit d’unemaison. Un onduleur est nécessaire pourtransformer le courant continu produit par lespanneaux en courant alternatif.

Le premier chiffre dans les cases ci-dessous estvalable pour un système résidentiel, le deuxièmepour un système centralisé de 100 kW avecsystème de repérage.Coût ($/kW) 11 800 $

10 681 $Qualité du service

Taille du système type (kW) 3100

Coût total par système 35 400 $1 068 107$

Déplacement de diesel (litres parkW installée, /an)

322406

Déplacement de CO2 (kg /an, parkW installée)

8571 080


Le solaire PV est intermittent et ne fonctionne qu’enjournée. Il varie également selon la saison, c’est-à-dire que la performance en été sera très élevée parrapport à l’hiver, surtout dans les régions nordiques.

Durée de vie (ans) 40 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnelIntermittent ; doit être déneigé pour un bonfonctionnement en hiver. Production réduite si lespanneaux ne suivent pas le soleil.




NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)Ne demande pas de ressources autres que letechnicien pour l’installation.

0 0 0 0

Jumelage facile avec BruitToute autre source d’électricité Ne crée pas de bruitFournisseursLeBoise Alternatives Inc.East Aldfield, QCContact: DJ MacIntyreTél. : (613) 282-8658Email: [email protected]

Northern Lights Energy Systems Ltd. (Installateur)Richard's Landing, ONContact: Laurence McKayTél. : (705) [email protected]


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 10 : Petites éoliennes - page 70

FICHE 10: PETITES ÉOLIENNES

Description

Cette fiche décrit les petites éoliennes, c'est-à-dire des éoliennes dont les dimensions sont au-

dessous de la gamme prévue pour les systèmes éoliens-diesel à haute pénétration éolienne quisont décrits dans les analyses de l'IREQ pour Nunavik et les Îles-de-la-Madeleine.55 Le but de

cette fiche est donc d'étudier la possibilité d'intégrer les petites éoliennes dans les réseauxautonomes à basse pénétration éolienne. Ceci implique que les éoliennes fonctionnent comme

des composantes passives dans le réseau, c'est-à-dire qu'elles se déclenchent automatiquement sila fréquence ou la tension se trouvent hors des limites prévues pour le réseau. Les groupes dieselsur les réseaux autonomes ne sont donc pas arrêtés pendant l'opération des éoliennes, mais ils

assurent la stabilité de la fréquence du réseau. Techniquement ceci est moins difficile que lessystèmes à haute pénétration éolienne.

Les petites éoliennes de 35 kW ou moins sont en général utilisées pour :

(1) Le chargement des batteries.Les très petites éoliennes d'une puissance installée de 100-1000 W sont normalement

utilisées pour le chargement des batteries dans des voiliers ou des chalets loin d'unréseau électrique ou pour approvisionner des stations de mesures météorologiques,des caméras de surveillance sur les autoroutes ou d'autres applications qui se trouvent

loin d'un réseau électrique à basse tension. Ces petites éoliennes font en généralconcurrence, ou sont complémentaires, au photovoltaïque.

(2) Le pompage d'eau, surtout dans les pays en voie de développement.

(3) La connexion au réseau électrique principal comme source supplémentaired'électricité ou dans des applications pour la fourniture d'électricité dans des réseaux

autonomes.

55 Institut de recherche d'Hydro-Québec pour Hydro-Québec Distribution : Systèmes jumelés éolien-dieselau Nunavik – Établissement des configurations et VAN optimales pour les quatorze villages – mise à jour2004. IREQ-2003-247C, December 2003.



Cette dernière application est utilisée dans un certainnombre d'endroits, surtout pour démontrer la

praticabilité de la technologie et surtout par des gensou des groupes qui ont déjà une certaineconnaissance de l'énergie éolienne. En général il

apparaît que les systèmes éolien-diesel sont dessystèmes à basse pénétration, c'est-à-dire que les

groupes diesel sur le réseau sont continuellement enopération. Le plus grand fournisseur en Amérique du

Nord est Bergey Wind Power de Oklahoma.56 Deuxconstructeurs relativement nouveaux existent aussi au

Canada : la firme Wenvor Technologies d'Ontario etÉnergies PGE de Chandler au Québec. En Europe,

les principaux fournisseurs sont les firmes Proven Energy57 de l'Écosse et Vergnet de la France.58

L'illustration ci-dessus montre une éolienne Proven de 6 kW.

Les petites éoliennes sont souvent utilisées pour des petites installations éolien-diesel. En général

les mâts sont de 24-30 m (80-100 pi). Les mâts les moins chers sont des mâts en treillis avec deshaubans. Parmi les endroits avec une expérience plus systématique avec de très petits systèmes

éolien-diesel on peut mentionner les Îles de Falkland, où environ 60 systèmes avec les éoliennesProven (3 à 4,2 kW) ont été installés.59


Les prix de l'équipement sont disponibles sur les sites Web des fabricants. Ces configurations

sont toutes raccordées au réseau.

56 http://www.bergey.com.

57 http://www.provenenergy.

58 http://www.vergnet.fr .

59 http://www.eere.energy.gov/windandhydro/windpoweringamerica/pdfs/workshops/2002_wind_diesel/ac_microgrids_cotter.pdf.



Tableau 10.1Prix des petites éoliennes à l'usine en 2006 incluant l’érection et le raccordement auréseau, mais sans fondations60

Fabricant Puissancenominale etdiamètre del'hélice

Hauteur du mât(m)

Prix en $CA(mât bas)

Prix en $CA(mât haut)

Proven61 2,5 kW / 3,5 m 6,5/11 22 000 24 800

Proven 6,0 kW / 5,5 m 9/15 36 600 38 200

Proven 15,0 kW / 9,0 m 15/25 80 000 88 000

Bergey62 10,0 kW / 6,7 m 18/37 30-35 000 34-39 000

Vergnet63 20,0 kW / 10,0 m 18/23,5 83 000 90 000

WenvorTechnologies64

30,0 kW / 10,0 m 24/30

Énergies PGE65 35,0 kW / 11,0 m 15/30

Fondations: 7-15 000 $CA en sus

60 Les prix ont été obtenus de Vergnet Canada, pour une turbine Vergnet 20 kW. 1 GBP = 2,00 $CA (13avril 2006); 1 $US = 1,14 $CA (13 avril 2006).61 http://www.provenenergy.com/.

62 http://www.bergey.com/.

63 http://www.vergnet.fr/.

64 http://www.wenvortechnologies.com/.

65 http://www.energiepge.com/.



COÛT DE REVIENT


investissement requis ($/système)coût d'acquisition 54 000 $ 2 700 $ 61 000 $ 3 050 $coût de fondation, érection & raccordement 22 000 $ 1 100 $ 22 000 $ 1 100 $surcoût transport & installation 100% 22 000 $ 1 100 $ 22 000 $ 1 100 $Total investissement requis 98 000 $ 4 900 $ 105 000 $ 5 250 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 18,0% 18,0% 20,0% 20,0%kWh annuelle par système 31536,0 1,6 35040,0 1,8durée de vie 20 20 20 20

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 9 800 $ 490 $ 10 500 $ 525 $- O&M fixe + 100% 3 000 $ 150 $ 3 000 $ 150 $- total Frais fixes 12 800 $ 640 $ 13 500 $ 675 $Frais variables- Carburant - $ - $- O&M variable - $ - $- total Frais variables - $ - $ - $ - $Total Coûts annuels 12 800 $ 640 $ 13 500 $ 675 $

Coût unitaire (¢ /kWh) 40,6 38,5

Petite éolienne 23,5 mPetite éolienne 18m


Aspects de développement de la technologie

La technologie mécanique des petites éoliennes avec un certain succès commercial est en général

moins complexe que la technologie des grandes éoliennes. Il n'y a pas de multiplicateurs, lesgénératrices sont de type aimant permanent, le système d'orientation est du type passif avec ungouvernail avec safran et le contrôle de puissance est de type décrochage aérodynamique passif

sur les machines Proven ou Bergey. Ces machines ont toutefois besoin d'un système deconvertisseurs électriques puisqu'ils roulent à vitesse variable (et donc avec fréquence et tension

variables). Les machines du constructeur français Vergnet sont d'une classe à part, plutôt deconception classique (« danoise »), c'est-à-dire qu'ils ont une connexion directe au réseau, un

multiplicateur et une génératrice asynchrone et leur contrôle de puissance sont du type pitchmécanique (pâles à pas variable). Les deux machines canadiennes reprises dans le tableau ci-

dessus sont également de type « pitch ».



Les petites éoliennes sont raccordées au réseau de basse tension (120V, 230V ou éventuellement400V, triphasé). Elles sont en général moins efficaces que les grandes éoliennes par m2 d'hélice,

et le fait que les tours soient beaucoup plus basses que pour les grandes éoliennes implique desvitesses de vent moins importantes aussi. La production annuelle excède donc rarement unfacteur d’utilisation de 20 %.

L'expérience avec les petites éoliennes sur les Îles de Falkland démontre que les problèmesinitiaux étaient surtout le manque de fiabilité des convertisseurs électriques nécessaires pour le

chargement des batteries, tandis que les éoliennes, quant à elles, n'étaient pas problématiques engénéral.

Organisation

Les petites éoliennes au-dessous de la gamme prévue dans les études de l'IREQ sont clairement

moins économiques que les plus grandes éoliennes (> 50 kW), ce qui était également mentionnépar les constructeurs lors des entrevues téléphoniques. Cette fiche apparaît donc plus pertinente

dans la mesure où on peut envisager une facturation inversée dans les réseaux autonomes, ce quipermettrait aux clients de trouver des économies en devenant des producteurs d'électricité eux-

mêmes.



Petites éoliennesDescriptionLes petites éoliennes au-dessous de la gammeprévue dans les études de l'IREQ sont clairementmoins économiques que les plus grandeséoliennes.

Coût ($/kW) 4 900$*5 250$**

Qualité du service

Taille du système type (kW) 2020

Coût total par système 98 000$105 000$

Déplacement de diesel (litres parkW installée, /an)

200222

Déplacement de CO2 (000 tonnes/an, par MW installée)

531590

Coût de revient (¢/kWh) 40,638,5

** mât 18m** mât 23,5m

Durée de vie (ans) 2020

Statut de la technologie Commerciale

Contraintes connues Qualification du personnelProduction annuelle varie avec le gisement éolienlocal.

Pas de personnel requis pour l’opération, mais unevisite annuelle de technicien de service.



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)0 0 0 0

Jumelage facile avec BruitToute autre source d’électricité Bruit seulement à proximité de l'installation.FournisseursVergnet, Département Éolien160 Rue des Sables de SaryF-45770 Saran, [email protected]



6.4. Énergie thermique

fiche 11: thermopompes

fiche 12: solaire thermique

fiche 13: fournaises à haute efficacité

fiche 14: fournaises à granules de bois

fiche 15: stockage de chaleur


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 11 : Thermopompes - page 77

FICHE 11 : THERMOPOMPES

Description

Les thermopompes (pompes à chaleur) puisent la

chaleur du sol pour chauffer un bâtiment.66 Dans lesol, à quelques mètres de profondeur, la

température ne varie pas beaucoup au cours del’année (stable à environ 10°C à une profondeur

qui varie avec la latitude). Le principe desthermopompes renverse celui d’un réfrigérateur ; la

chaleur du sol est alors concentrée par lacompression d’un gaz préchauffé par la chaleur du

sol. La compression chauffe le gaz dont la chaleurest utilisée pour les buts de chauffage résidentiel.

Ensuite, le gaz est décomprimé et se refroidit enmême temps pour se réchauffer par la chaleur dusol, répétant le cycle. En été, le cycle peut être renversé pour fournir des services de

climatisation.

La chaleur du sol peut être récupérée suite à l’enfouissement d’un circuit de tuyaux caloporteurs

à une profondeur de 1 à 3 m sous une nouvelle construction ou tout autour si la constructionexiste déjà. Dans les cas où le bâtiment ne dispose pas d’un assez grand terrain, le circuit peutêtre enfoui dans un puit creusé verticalement dans la terre. Ce serait également la voie à suivre

sur les terrains rocheux du nord du Québec. En région nordique, les températures du sol sont plusbasses, ce qui peut nécessiter un creusage plus profond pour accéder à des températures

nécessaires pour permettre le bon fonctionnement du système de chauffage dans un climat froid.

Le circuit peut être un circuit fermé qui fait circuler l’eau dans le tuyau, ou un circuit ouvert quis’alimente, par exemple, à partir d’une nappe souterraine et y rejette l’eau après que la chaleur en

ait été retirée. Il est aussi possible d’utiliser l’océan comme source de chaleur, car sa températureest plus au moins constante pendant toute l’année à une profondeur suffisante (l’eau atteint sa

densité maximale à environ 4°C). De plus, il serait possible de stocker la chaleur du soleil en été

66 Il existe des pompes à chaleur qui puisent la chaleur de l’air, mais ces systèmes ne fonctionnent pasdans le climat nordique.

Figure 11.1 Thermopompe installée dans une

résidence. (Source : RNCan)



à l’aide de bassins d’eau isolés et l’utiliser durant l’hiver. Cependant, ces options devraient faireobjet d’une analyse plus approfondie et ne sont donc pas considérées ici.

Les pompes à chaleur peuvent aussi fournir de l’eau chaude ou préchauffer l’eau pour un

chauffe-eau existant. La figure 11.1 montre un schéma d’une thermopompe installée dans unemaison.

Lorsque les pompes à chaleur fonctionnent à l’électricité, elles fournissent 2,5 à 4 fois la chaleur

en kWh qu’elles consomment en électricité. Cette chaleur étant gratuite, le rendement desthermopompes est supérieur à 100%.

Deux options sont examinées pour cette fiche : l’option de pompes à chaleur résidentielles et

celle d’un système centralisé avec une très grande thermopompe et un réseau de distribution dechaleur pour le chauffage urbain. Les systèmes résidentiels sont bien connus et librement

disponibles sur le marché. L’expérience avec des systèmes centralisés est beaucoup plusrestreinte.


Le système type est conçu pour un ménage à trois personnes vivant dans une maison d’unesurface de 165 m². Le système à remplacer est un chauffage au mazout d’efficacité moyenne(pour les ménages qui utilisent l’électricité pour chauffer, les économies seraient encore plus

grandes). La climatisation en été n’est pas prise en compte pour les calculs de rendement etd’émissions du système.

Le coût de revient a été calculé avec le logiciel RETSCREEN dans le cas d’une installation enterrain rocheux à une latitude de 55º. Un système géothermique type de 12,4 kW fournira alors48 000 kWhth par an, soit 42 500 kWhth pour chauffer les lieux (presque une fois et demie

l’énergie requise à Montréal, étant donné un climat plus froid) et 5 650 kWhth pour fournir l’eauchaude (correspondant aux besoins estimés d’une famille de 3 ou 4 personnes). Son prix est

estimé à 30 000 $, dont 50% est attribué à l’installation des tuyaux caloporteurs. Le coût moyende l’entretien annuel dans le sud est de 200 $, incluant le remplacement du ventilateur et du

compresseur après vingt ans.67

67 Groupe Master Ltée, communication personnelle, Montréal, 6 janvier 2006.



Les calculs pour le système centralisé se basent sur des paramètres développés par le Geo-HeatCenter de l’Oregon Institute of Technology (OIT).68 Le système centralisé est dimensionné pour

un village typique dans le nord de 500 habitants, soit environ 150 ménages (en réalité, la chaleursera répandue parmi un plus grand nombre de maisons pour atteindre un facteur d’utilisation de60 % - voir la fiche 1 pour plus de détails). Si chaque ménage consomme 48 000 kWhth par an

pour le chauffage des lieux et l’eau chaude, la demande de chaleur moyenne annuelle sera de 7,2GWhth. Ceci correspond à une capacité d’environ 1 400 kWth, à un facteur d’utilisation de 60%

(la capacité est réduite de 10% dans les calculs pour simuler la perte de chaleur à cause de ladistribution à distance). Le coût donné d’une thermopompe de cette capacité est de 70 000 $.

Pour le circuit dans la terre, le plus grand coût donné dans l’exemple de l’OIT est retenu(650 000 $), car le coût d’installation dans les sols rocheux du nord est présumé plus coûteux

qu’ailleurs. Finalement, le coût pour le réseau du chauffage urbain provient de la fiche 1(cogénération).

68 Voir http://geoheat.oit.edu/bulletin/bull17-3/art21.htm.



COÛT DE REVIENT

par unité par kW par unité par kWpuissance installée, kW th (système type) 12 1 1260 1

investissement requis ($/système)coût d'acquisition 15 000 $ 1 250 $ 720 000 $ 571 $coût d'installation 15% 15 000 $ 1 250 $ 10 500 $ 8 $transport 15% 2 250 $ 188 $ 108 000 $ 86 $surcoût installation 50% 7 500 $ 625 $ 5 250 $ 4 $Total investissement requis 39 750 $ 3 313 $ 843 750 $ 670 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 45,8% 45,8% 60,0% 60,0%MWhth annuelle par système 48,2 4,0 6623 5,3durée de vie (ans) 50 50 50 50

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 3 975 $ 331 $ 84 375 $ 67 $- O&M fixe 400 $ 33 $ 50 000 $ 40 $- total Frais fixes 4 375 $ 365 $ 134 375 $ 107 $Frais variables- Electricité 5 280 $ 440 $ 735 840 $ 584 $- O&M variable - $ - $ - $ - $- total Frais variables 5 280 $ 440 $ 735 840 $ 584 $Total Coûts annuels 9 655 $ 805 $ 870 215 $ 691 $

Coût unitaire (¢ /kWhth)Coût du distrib. chauffage urbain (¢ /kWhth)

Coût unitaire avec distr. (¢ /kWhth)

résidentiel centralisé

20,1

20,1-

13,110,523,6

Un emploi à mi-temps est prévu pour superviser le fonctionnement du système ; il est peu

probable qu’il requiert une charge à temps plein. L’entretien n’est alors pas compté mais estgénéralement absorbé dans le coût opérationnel. Le calcul montre que l’investissement importantdans l’infrastructure fait que le prix unitaire pour le système centralisé est plus élevé que celui

des systèmes résidentiels. Le prix unitaire est plus haut que celui pour le chauffage à mazout,mais c’est en partie dû à la méthode de calcul qui applique un coût annuel de 10 % de

l’investissement pour l’amortissement de toutes les technologies, sans tenir compte de leur duréede vie.




Les pompes à chaleur peuvent servir pour chauffer en hiver et pour climatiser en été, quoiquecette dernière fonction soit peu utilisée dans les régions nordiques.

Lorsqu’une thermopompe remplace un système de chauffage électrique, aucune modification du

câblage n’est nécessaire. Toutefois, lorsqu’elle remplace un système à carburant fossile, il sepeut qu’une modification du système électrique de la maison soit nécessaire afin d’alimenter la

pompe et un système de chauffage électrique d’appoint pour les jours de grand froid. Pour lesystème central, ce chauffage d’appoint peut être fourni d’un chauffage secondaire (central) au

mazout.

Où la géologie est rocheuse, de l’équipement lourd est requis pour installer des puitsgéothermiques verticaux. Par contre, dans certains endroits, l’installation de circuits

d’échangeurs thermiques dans la mer ou dans des lacs peut être une option intéressante.

Côté entretien, les pompes à circuit fermé sont plus avantageuses que les systèmes à circuitouvert parce que ces derniers sont vulnérables aux problèmes dus à l’entartrage (dépôts de

calcaire ou d’autres minéraux) ou à d’autres impuretés provenant de l’eau des nappessouterraines utilisées pour alimenter le système. La durée de vie des pompes devrait être

semblable à celle des réfrigérateurs (10 ans), après quoi il faut remplacer la pompe à un coût de1000 $ et y ajouter les frais d’installation. Le circuit dans le sol, par contre, est supposé

fonctionner pour au moins 40 ans. Un entretien annuel par un technicien est recommandé. Deplus, dans le cas d’un système à air pulsé, le changement des filtres à air est requis sur une base

annuelle.

Étant donnée la consommation en électricité des thermopompes, la réduction de consommationen mazout est annulée par la consommation de diesel requise pour la génération de cette

électricité. L’avantage d’efficacité d’une thermopompe est donc perdu à cause de l’inefficacitédu groupe électrogène qui fournit l’électricité requise. En somme, tout chauffage qui fait appel à

une électricité de source thermique ne peut alors pas être recommandé.



ThermopompesDescriptionLes thermopompes utilisent la températureconstante du sol pour régler la température d’unlogement à l’aide d’un liquide transporteur dechaleur.

Les premiers chiffres ci-dessous représentent unsystème résidentiel, les deuxièmes un systèmecentral de chauffage urbain.

Coût ($/kWth) 3 3135 378

Qualité du service

Taille du système type (kWth) 121 400

Coût total par système ($)(thermopompe)

39 750843 750

Coût total par système ($)(avec système de distribution)

39 7507 528 700

Déplacement de mazout(litres par kWth installé, par an)

181237

Déplacement de CO2 (kg par an,par kWth installé)

239309

Coût de revient (¢/kWhth) 2023,6

Les thermopompes fonctionnent en continu et offrentune qualité de service égale aux autres technologiesde chauffage. On les dit même supérieures à cause deleur débit de chaleur plus continu, évitant desvariations de températures souvent observées avecdes fournaises à carburants fossiles.

Durée de vie (ans) 50 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnelIncite à l’utilisation de la climatisation en été. Pas de personnel requis pour l’opération.



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)Source d’électricité. 219 0,08 2,7 0,07Jumelage facile avec Bruit(remplace un autre système de chauffage; peutaussi remplacer le chauffage de l’eau)

Ne crée pas de bruit s’il est bien installé.

FournisseursLe Groupe Master LtéeMontreal, QCContact : Marc BelangerTél. : [email protected]

Confort GéothermiqueL'Ange-Gardien, QCContact : Karl LamarcheTél. : 819-661-1660confortgeothermique@sympatico.cawww.confortgeothermique.com

Eco-Groupe : http://ecogroupe.ca

Géothermix, Montréal, QCwww.geothermix.com


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 12 : Solaire thermique - page 83

FICHE 12 : SOLAIRE THERMIQUE

Description

Les systèmes solaires thermiques servent à substituer une partie des besoins en énergie pour

chauffer l’eau des ménages, mais ils ne sont pas adéquats pour chauffer des bâtiments, surtout enmilieu nordique. Les petits systèmes peuvent être branchés à des chaudières existantes (voir la

figure 12.1), quoique les systèmes moyens et grands sont généralement branchés à leur propreréservoir d’eau.

Figure 12.1

Schéma d’un chauffage d’eausolaire

Les capteurs de chaleur sont installés sur le toit d’un bâtiment. Le soleil chauffe un liquideantigel qui est acheminé vers un échangeur de chaleur. Celui-ci est utilisé pour préchauffer l’eau

avant qu’elle n’entre dans le chauffe-eau. Il n’est donc pas nécessaire de remplacer ni demodifier le chauffe-eau existant. Plus l’eau entrant dans le chauffe-eau est préchauffée par le

système de chauffage solaire thermique, moins l’énergie requise au fonctionnement du chauffe-eau est grande. Ainsi, le chauffe-eau (électrique, au gaz ou au mazout) ne fournit que la quantité

d’énergie non produite par le système solaire pour chauffer l’eau. Le système est doté d’unepompe électrique qui permet de faire circuler l’eau entre le toit et le chauffe-eau. Sa

consommation en électricité a été prise en compte dans les calculs présentés ici. Un système de



taille moyenne (4 à 5 kWth) coûte entre trois et quatre mille dollars (installé), c’est-à-dire entre600 et 1 000$ par kW.69

Étant donné que le chauffe-eau stocke l’eau chaude produite pendant la journée, la technologie

n’est pas intermittente. En été, un système solaire thermique peut répondre à presque 100 % desbesoins en eau chaude. L’énergie solaire déplace ainsi le combustible ou l’électricité qui

autrement aurait été utilisé pour chauffer l’eau.

L’entretien requis pour un système solaire thermique est minime, et se limite au déneigementlors des grandes tempêtes de neige (autrement, la neige tombe par elle-même du collecteur), un

nettoyage annuel et un contrôle biannuel du liquide antigel.


Selon le logiciel RETSCREEN, un système de 4 kW installé à la hauteur de Scheffervillefournira 2 300 kWhth (8,2 GJ) d’énergie par an pour une consommation de 180 litres d’eau

chaude par jour (famille de trois membres). La technologie permet d’éviter la consommationd’environ 270 litres de mazout par année. Il est important de choisir la bonne taille de système

pour chaque ménage, car un système plus grand n’aura pas le même rendement qu’un systèmebien dimensionné. La taille de 4 à 5 kW est convenable pour la maison d’une famille de 3 à 4

personnes.

Le système solaire thermique a besoin d’une pompe électrique, qui consomme environ 70 kWhpar an. La pompe doit être remplacée après 10 à 15 ans. Il est souhaitable d’avoir des pièces de

rechange sur place et de former un technicien local pour effectuer les petites réparations. Un coûtd’entretien de 140 $ par an et par système est prévu. Le coût d’installation calculé représente 15

% du coût total installé.

69 Solar and the Future of Ontario’s Electricity Supply. Association des industries solaires du Canada,présentation, Toronto, septembre 22, 2005.



COÛT DE REVIENT

par unité par kWpuissance installée, kW th (système type) 4 1

investissement requis ($/système)coût d'acquisition 2 720 $ 680 $coût d'installation 480 $ 120 $transport 20% 544 $ 136 $surcoût installation 50% 240 $ 60 $Total investissement requis 3 984 $ 996 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 0,0% 0,0%MWh annuelle par système 2,3 0,0durée de vie (ans) 25 25

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 398 $ 100 $- O&M fixe 140 $ 35 $- total Frais fixes 538 $ 135 $Frais variables- Electricité 27 $ 7 $- O&M variable - $ - $- total Frais variables 27 $ 7 $Total Coûts annuels 566 $ 141 $


résidentiel

24,8


En fonction des heures ensoleillées, les systèmes solaires thermiques produisent beaucoup plus

de chaleur en été qu’ils ne le font en hiver. Le rendement du système est réduit environ de moitiédurant les mois d’hiver, par rapport aux mois les plus performants.

Le gel peut être évité en utilisant une solution composée à 60% de glycol ; le froid ne pose donc

pas de problème majeur pour le système. Le rendement en hiver est très réduit et peut être nulpendant la période la plus froide, mais les panneaux peuvent fonctionner à des températures

allant jusqu’à -25 °C.



Solaire thermiqueDescriptionLe solaire thermique utilise la chaleur du soleilpour chauffer un liquide utilisé pour chaufferl’eau chaude des ménages.

Coût ($/kWth) 996 Qualité du serviceTaille du système type (kWth) 4Coût total par système ($) 4 000Déplacement de mazout(litres par kWth installé, par an)

83,3

Déplacement de CO2 (kg par an,par kWth installé)

220

Coût de revient (¢/kWhth) 25

Le solaire thermique peut fournir jusqu’à 100% del’eau chaude en été. La technologie n’est pasintermittente à cause du stockage de l’eau chaudedans la chaudière. Néanmoins, le système produitbeaucoup moins d’eau chaude pendant l’hiver.

Durée de vie (ans) 25 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnelPeut fournir presque 100% de l’eau chaude enété, mais moins en hiver.




NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)Ne demande pas de ressources autres que letechnicien pour l’installation.

24 0.009 0.3 0.007

Jumelage facile avec BruitChaudière d’eau électrique, au gaz ou au mazout. Ne produit pas de bruit.FournisseursGeneration Solar (Installateur)Peterborough, ONContact: Simon BooneTél. : (705) [email protected]

Northern Lights Energy Systems Ltd. (Installateur)Richard's Landing, ONContact: Laurence McKayTél. : (705) [email protected]


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 13 : Fournaises plus efficaces - page 87

FICHE 13 : FOURNAISES PLUS EFFICACES

Description

Hydro Québec encourage le remplacement du chauffage électrique par le chauffage au mazout

dans plusieurs réseaux autonomes. Cette fiche se penche sur le remplacement des systèmes dechauffage au mazout installés il y a dix ans ou plus avec des systèmes modernes à haut

rendement.

Depuis les années 50, l’efficacité des fournaises et chaudières est passée d’environ 60 % à plusde 80 % (voir la Figure 13.1). Le remplacement des chaudières les plus anciennes par de plus

performantes se traduirait par une augmentation de l’efficacité énergétique.

Efficacité des fournaises Efficacité des chaudières

Âge du système en 2005 (années) Âge du système en 2005 (années)

Figure 13.1 Efficacité des fournaises et chaudières aux États-Unis70

Selon RNCan, les fournaises à efficacité intermédiaire peuvent avoir un rendement de 83 à 89 %

et consommer entre 28 et 33 % moins de mazout que les appareils ordinaires produisant la mêmequantité de chaleur. Le Tableau 13.1 montre les suppositions faites pour cette analyse.

70 Lawson, Karen: Reducing Emissions from Residential Oil Furnaces & Boilers (présentation PowerPoint). Center for Clean Air Policy, 28 mars 2005.



Tableau 13.1 Paramètres de chauffage utilisés

Chauffage à mazout Efficacité Consommation demazout (l/kWhth)

kWhth

par anmazoutpar an (l)

Coût

Système de chauffage d’airexistant

76% 0,123 24 750 3 044 6 088,50 $

Système de chauffage d’eauexistant

65% 0,144 5 650 814 1 627,20 $

Système nouveau dechauffage d’air et eau intégré

88% 0,106 30 400 3 222 6 444,80 $

Economies 0,0275 635 16%

La meilleure solution d’un point de vue efficacité énergétique semble être un système intégré de

chauffage d’air et d’eau (Figure 13.2). Il existe des appareils à efficacité intermédiaire qui offrentdes rendements saisonniers de 80 à 95 % pour le chauffage des locaux et de l’eau. Un tel système

intégré combine, d’une part, une chaudière à efficacité intermédiaire à faible masse thermiqueéquipée d’un brûleur à haute pression statique, et d’autre part, un réservoir de stockage bien isoléavec échangeur thermique efficace de type eau-eau. Le brûleur peut être actionné soit par le

thermostat de la maison, soit par celui du chauffe-eau. La chaleur est dirigée vers les locaux, soitdirectement par un système hydraulique, soit par un ventiloconvecteur dans le cas d’un réseau de

distribution à air pulsé. Le chauffage de l’eau chaude a normalement priorité sur le chauffage deslocaux ; la chaleur est donc d’abord transmise au réservoir d’eau chaude qui alimente les

robinets71.

Figure 13.2

Schéma d’un système de chauffageintégré. Au lieu d’avoir un brûleur pourle chauffage de l’air et un autre pourl’eau, le système intégré se sert d’unseul brûleur, réduisant le coût d’achat etd’entretien, et augmentant l’efficacitédu système par la récupération de lachaleur.

71 Le chauffage au mazout. Ressources Naturelles Canada, Office de l’efficacité énergétique, janvier2004.



En présumant la présence d’un système de chauffage central, le coût de 3 000 $ par unité de12 kWth pour un système intégré peut être qualifié de modeste (adéquat pour une maison typique

de 165 m2). L’installation requiert un jour de main d’œuvre (560 $). Un tel système estcompatible avec un système solaire ou un système de chauffage urbain.


Pour l’entretien, une inspection par un technicien est nécessaire chaque année. La durée de

l’entretien est d’au moins une heure et demie pour le chauffage d’air sinon plus. Nous supposonsici que l’entretien du système intégré dure deux heures à 70 $ l’heure. Ce montant est doublé

pour tenir compte des frais de transport et de séjour du technicien (divisés entre plusieursinstallations). Le remplacement du ventilateur et d’autres pièces tous les 10 ans est nécessaire,

mais ce coût est marginal et se fait également si le système de chauffage n’est pas remplacé.L’entretien d’un système de chauffage intégré est moins coûteux que pour deux systèmes séparés

(eau et air).



Tableau 13.2 Coût de revient du chauffage intégré air/eau

COÛT DE REVIENT

par unité par kWpuissance installée, kW th (système type) 12 1

investissement requis ($/système)coût d'acquisition 3 000 250 $coût d'installation 560 47 $transport 20% 600 50 $surcoût installation 50% 280 23 $Total investissement requis 4 440 370 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 0,0% 0,0%MWhth annuelle par système 42,5 0,0

durée de vie (ans) 25 25

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 444 $ 37 $- O&M fixe 280 $ 23 $- total Frais fixes 724 $ 60 $Frais variables- Electricité 200 $ 17 $- mazout 4 910 $ 409 $- total Frais variables 5 110 $ 426 $Total Coûts annuels 5 834 $ 486 $

Coût unitaire (¢ /kWhth)

résidentiel

13,7


Comme les fournaises plus efficaces réduisent la quantité de gaz à évacuer, une condensation

excessive peut se produire lorsque la cheminée est sur la paroi extérieure de la maison, ce quirisque d’endommager la maçonnerie. Dans ce cas, il peut être nécessaire de couvrir les parois de

la cheminée d’un revêtement en acier inoxydable.

Si la qualité de l’eau est mauvaise, une filtration peut être nécessaire – ce qui est également lecas pour d’autres types de chaudière. Si l’eau est livrée par camion, il faut veiller à ce que le

système de chauffage ait toujours assez d’eau parce que des bulles d’air dans la tuyauteriepeuvent causer des interruptions de service.

En général, les installateurs forment des techniciens locaux pour faire des petites réparations. Par

contre, cela ne remplace pas le service annuel d’un technicien certifié.



Fournaises eau/air intégréesDescriptionLes fournaises intégrées chauffent l’eau et l’air(ou l’eau de chauffage des locaux) par le mazoutdans une unité combinée. Cela engendre deséconomies d’achat, mais augmente égalementl’efficacité du système combiné par rapport auxdeux systèmes séparés conventionnels.

Coût ($/kWth) 370 Qualité du serviceTaille du système type (kWth) 12,4Coût total par système 4 440 $Déplacement de mazout(litres par kWth installé, par an)

78

Déplacement de CO2 (kg/an, parkWth installé)

208

Coût de revient (¢/kWhth) 13,7

La qualité de service est égale aux systèmes existants.

Durée de vie (ans) 25 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnelService annuel par un technicien recommandé. Ne requiert pas de qualification au-delà des systèmes

conventionnels.Ressources requises CO2


NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)Mazout, électricité 295 0,09 3,6 0,1Jumelage facile avec BruitSolaire thermique, chauffage urbain Égal aux systèmes conventionnelsFournisseursTirino (distributeur)Contact : Marc BatesTél. : (905) [email protected]


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 14 : Fournaises à granules de bois - page 92

FICHE 14 : FOURNAISES À GRANULES DE BOIS

Description

Les fournaises à bois sont disponibles en plusieurs versions : les poêles à bois, les foyers et les

fournaises à granules. Leur fonctionnement est plus difficile que celui des poêles à combustiblefossile, et nécessite de se procurer du combustible, de l’entreposer à l’abri d’humidité, d’enlever

les cendres et parfois d’alimenter manuellement le feu. Le bois étant un combustible pluspolluant que les combustibles fossiles raffinés, l’entretien de l’équipement et les spécifications

de la cheminée et de son entretien sont plus compliquées que pour ces derniers.

Dans une optique de réduire l’utilisation de combustibles fossiles et de réduire ainsi lesémissions de GES des communautés éloignées, le remplacement du mazout par des granules de

bois dans un système de chauffage central est l’approche la plus intéressante. Il permetd’alimenter la fournaise une fois par jour (ou même à moindre fréquence) en utilisant des sacs de

granules de 18,1 kg. La fournaise s’alimente alors automatiquement à l’aide d’une vis sans fin.On peut en régler la température, et il est possible de l’intégrer dans le système de chauffageexistant à air pulsé, c’est-à-dire qu’on peut remplacer une fournaise à mazout tout en gardant les

avantages d’un chauffage central. Les fournaises à granules permettent également unfonctionnement plus efficace et moins polluant que le bois, ne nécessitent pas une cheminée de

poêle à bois, et peuvent avoir un assez haut rendement. Il existe des modèles qui peuvent évacuerleurs gaz directement, sans cheminée. Il est également possible de combiner une fournaise à

granules avec une autre fournaise existante, mais cette option demande plus de place et n’est pasenvisagée dans cette étude. Finalement, il existe aussi des unités intégrées pour chauffer l’eau de

ménage et l’air pulsé pour chauffer les lieux. Pinnacle, en Colombie-Britannique, produit desfournaises de ce type.

Les inconvénients d’un chauffage à granules de bois sont qu’il n’offre pas l’ambiance

chaleureuse d’un feu à bois, ne fonctionne qu’avec l’électricité et que les granules sont souventplus chères que le bois. Par contre, ceci ne sont pas des désavantages vis-à-vis d’un chauffage à

mazout. Autrement, l’utilisation de bois produit des cendres dont il faut ensuite se débarrasser.

Le tableau 14.1 affiche les valeurs utilisées pour les calculs qui suivent, et le tableau 14.2 montreles calculs effectués pour estimer les émissions d’un système de chauffage aux granules. Un

surcoût de 176 $ par tonne de granules est ajouté à son prix pour tenir compte du profit et de lalivraison à la résidence des granules. La fiche 2 (cogénération à la biomasse) donne plus de

renseignements sur les présomptions faites à cet égard.



Tableau 14.1 Paramètres utilisés pour comparer le chauffage aux granules et au mazout

Paramètres SourceMazout 43,4 MJ/kg

1,25$/kgHydro Québec

Granules 20,9 MJ/kg0,2$/kg + transport (0,1$/kg)+ surcoût (0,18$/kg)

Lauzon Ltd.

Unité de chauffage auxgranules

Efficacité : 85%Coût : 4300$+taxes

Modèle Harman PF100www.harmanstoves.com

Unité de chauffage intégré(air et eau) aux granules

Efficacité : 80%Coût : 5050$+taxes

Modèle Pinnacle GBU-130www.pinnaclestove.com

Unité de chauffage aumazout

Efficacité : 76%

Tableau 14.2 Émissions de la combustion de granules dans une unité de chauffagecentral certifiée

kg/tonne granules72

g/kWhth* Émissionsélectricitég/kWh**

Totalg/kWhth

CO2 - 0 11 11PM10 2,1 0,45 0,004 0,45NOx 6,9 1,49 0,1 1,6SOx 0,2 0,043 0,003 0,05

* basé sur une efficacité de 80%** Il s’agit de l’électricité consommée par l’unité de chauffage (300 W à un f.u. de 25%, ou 650 kWh par an).


Le prix d’une unité est évalué à 4300 $; l’installation est supposée prendre un jour, ce quiaugmente le coût de 560 $ (8 heures à 70 $). L’entretien annuel est évalué à deux heures de

travail (140 $), multiplié par deux pour tenir compte du coût élevé du transport du technicien(divisé entre plusieurs installations) et des pièces de rechange. Pour chauffer une maison-type, un

système avec une efficacité de 85 % consommerait 10 142 kg de granules par an pour livrer42 500 kWhth de chaleur (4,93 kWhth/kg de combustible).73

72 Residential Wood Combustion – Vol. 3, Chapter 2. Préparé par Eastern Research Group, Inc., janvier 2001.

73 Un kWhth est égal à 3,6 MJ ou 3412 BTU.



Le prix des granules est actuellement de 200 $ par tonne (prix du gros). Le transport des granulesest supposé coûter 300 $ par tonne (voir la fiche sur la cogénération à biomasse pour plus de

détails). Il est envisagé de livrer les granules requis par navire ou par camion une fois par an. Lesgranules sont livrés en vrac et sont alors entreposés dans une maison de stockage (à construire)qui est gérée par une entreprise locale qui met les granules en sacs, les vend et les livre aux

ménages au courant de l’année, ce qui engendre un surcoût de 87,80 $ la tonne. La fournaiseconsomme un peu plus d’électricité qu’une fournaise à mazout pour fournir l’air de combustion

et l’alimentation en granules. Sa consommation en électricité est estimée à 650 kWh par an.

Le coût unitaire d’énergie devient alors plus élevé que le coût du chauffage à mazout. Le côté

gauche du tableau montre le coût pour un système de chauffage des lieux (le Harman PF 100),tandis que le côté droit décrit un système intégré (chauffage des lieux et de l’eau ; le PinnacleGBU-130). Ces fournaises ont une capacité plus élevée que 12 kWth, et leurs facteurs

d’utilisation reflètent donc qu’elles ne fonctionnent pas à leur capacité nominale. La puissanceinstallée représente donc la puissance équivalente à laquelle les fournaises sont utilisées dans une

maison de 160 m².



COÛT DE REVIENT

par unité par kW th par unité par kWth

puissance nominale, kW th (système type) 32 1 38 1puissance installée, kW th (système type) 10 1 12 1

investissement requis ($/système)coût d'acquisition 4 300 $ 430 $ 5 050 $ 421 $coût d'installation 560 $ 56 $ 560 $ 47 $transport 20% 860 $ 86 $ 1 010 $ 84 $surcoût installation 50% 280 $ 28 $ 280 $ 23 $Total investissement requis 6 000 $ 600 $ 6 900 $ 575 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation 15,2% 15,2% 14,5% 14,5%MWhth annuelle par système 42,5 4,3 48,2 4,0durée de vie (ans) 20 20 20 20

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 600 $ 60 $ 690 $ 58 $- O&M fixe 280 $ 28 $ 280 $ 23 $- total Frais fixes 880 $ 88 $ 970 $ 81 $Frais variables- Electricité 260 $ 26 $ 260 $ 22 $- granules 5 961 $ 596 $ 7 176 $ 598 $- total Frais variables 6 221 $ 622 $ 7 436 $ 620 $Total Coûts annuels 7 101 $ 710 $ 8 406 $ 701 $

Coût unitaire (¢ /kWh th) 16,7 17,5

Harman PF-100 Pinnacle GBU-130


Les fournaises à bois et aussi celles aux granules ont certains désavantages :

La chambre de combustion doit être nettoyée chaque semaine (enlèvement de cendres et

brossage), ainsi que les échangeurs de chaleur ;

Un nettoyage plus général de la fournaise est recommandé chaque fois qu’une tonne degranules a été brûlée ;

Les systèmes intégrés peuvent présenter un danger, car dans une installation mal conçue et

non munie de soupapes de sécurité, de la vapeur pourrait s’accumuler et provoquer uneexplosion ;



Les installations de ventilation horizontales droites pour poêles à granules comportent desinconvénients. Tout d’abord, le tuyau de ventilation doit être placé loin des fenêtres et des

portes pour empêcher les odeurs des gaz d’échappement de pénétrer dans la maison, ce quipeut être difficile à faire. Le bon emplacement n’est pas toujours facile à trouver.Deuxièmement, les ventilateurs-extracteurs des fournaises à granules sont peu puissants.

Quand le vent souffle fort contre le mur où s’effectue la ventilation, les gaz de combustionrisquent d’être refoulés dans la maison. Troisièmement, s’il y a une panne d’électricité, la

fumée du poêle peut se répandre dans la maison s’il n’existe aucun tirage naturel pourl’expulser de la maison.

Les appareils tels que les ventilateurs de salle de bain et de cuisine, les sécheuses et lesaspirateurs centraux peuvent réduire la pression à l’intérieur de la maison de sorte qu’elles’oppose à l’effet de tirage de la cheminée. À la limite, cette pression pourrait même faire en

sorte que la fumée serait refoulée dans la cheminée et se répandrait dans la maison.L’installation d’un dispositif d’air d’appoint pour compenser l’air soutiré de la maison peut

alors être nécessaire.

Dans les cas extrêmes de feu couvant, suffisamment de créosote peut être produite enquelques jours seulement pour soutenir un feu de cheminée. Par contre, les nouvelles

fournaises à faibles émissions brûlent les granules de façon si complète que, lorsqu’elles sontutilisées à bon escient, les cheminées auxquelles elles sont raccordées ne nécessitent

normalement qu’un ramonage annuel. Puisque le mélange de combustible et d’air peut êtreréglé une fois que l’appareil fonctionne en produisant peu d’émissions, le feu qui brûle dans

une fournaise à granules risque peu de couver et de produire de créosote. C’est pourquoi lesfournaises à granules, contrairement aux poêles à bois, n’ont pas besoin d’une cheminée

pouvant résister à des hautes températures. Elles utilisent plutôt un tuyau léger à double paroiappelé tuyau d’évent pour fournaise à granules. Certaines fournaises à granules peuvent êtreventilées à l’horizontale à travers le mur, ce qui élimine la nécessité d’une cheminée.

De nombreuses entreprises d’assurances majorent les primes des maisons équipéesd’appareils de chauffage au bois.

Il est aussi connu que le prix des granules a augmenté pendant l’hiver 2005/2006 dans le nord-

est, suivant le prix des carburants alternatifs comme le mazout. Il serait donc prudent de négocierdes contrats à long terme avec un prix défini pour assurer l’alimentation des systèmes à biomasse

dans les réseaux autonomes.



Le prix de transport semble être très conservateur, vu que l’expérience dans d’autres régionsnordiques du Canada montre que le transport par camion coûte environ 100$ la tonne pour une

distance de 1000 km environ (voir la fiche sur la cogénération à biomasse pour plus de détails). Ilse peut donc que le coût de vente sera beaucoup plus bas dans certaines communautés nordiquesoù le transport par camion devient possible pendant une période de l’année. Le coût de revient

baisserait alors à environ 14 ¢/kWh, ce qui est légèrement moins dispendieux que le coût dechauffage par mazout.

La gestion des cendres ne poserait pas de problèmes spécifiques, car à 0,5% de la masse du bois,les cendres peuvent être enlevées avec les déchets ménagers.



Fournaises au boisDescriptionUn chauffage central aux granules chauffe l’air enbrûlant des granules de bois livrés dans des sacsde 18 kg environ. Il s’alimente alorsautomatiquement par une vis sans fin.

(Les chiffres en parenthèses font référence ausystème intégré avec chauffe-eau.)

Coût ($/kW) 600(575)

Qualité du service

Taille du système type (kW) 10 (12)Coût total par système ($) 6 000

(6 900)Déplacement de mazout(litres par kW installé, par an)

5 127(492)


1 361(1 309)

Coût de revient (¢/kWh) 16,7(17,5)

La qualité de service est semblable au chauffage àmazout, sauf qu’il faut nettoyer l’appareil plusfréquemment, rajouter des granules régulièrement etenlever les cendres.

Durée de vie (ans) 20 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnelDemande une maintenance régulière (nettoyage). Pas de qualifications requises pour l’opération.



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)Granules, électricité 11 0,45 1,6 0,05Jumelage facile avec Bruit- Ne cause pas de bruit au-delà d’un chauffage à

mazout.FournisseursChauffage central :

Les Foyers Rustiques R&D Inc.Saint-Jérôme, QCTél. : (450) 432-3575

Lauzon Recycled Wood Energy Ltd.Papineauville, QC888 427 5105 Stewart [email protected]

Granules :

Granules Combustibles Energex, Inc.Lac-Mégantic, QCContact : Sylvie Grenier - Tél. : [email protected] - www.energex.com

Lauzon Recycled Wood Energy Ltd.


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 15 : Stockage de chaleur - page 99

FICHE 15 : STOCKAGE DE CHALEUR

Description

Le stockage d'énergie peut jouer un rôle important pour économiser l'énergie. Dans les procédés

de conversion d'énergie avec des pertes énergétiques importantes, le stockage peut économiserdes combustibles. L'énergie peut être stockée mécaniquement, cinétiquement ou chimiquement,

mais puisqu'une grande partie de la conversion ou du transport énergétique se fait sous forme dechaleur, il est utile d'examiner le potentiel de stockage de chaleur plus en détail.74

Le stockage de chaleur peut se faire de trois manières différentes :

(1) en changeant la température d'un matériau (stockage de chaleur sensible);

(2) par le changement d'état – solide, liquide, vapeur (stockage de chaleur latent) ;

(3) chimiquement, par la scission ou la reformation réversible des liens chimiques. Cedernier cas n'est qu'au stade de démonstration.75

De plus, on peut distinguer le stockage journalier, comme dans les systèmes de chauffage solairethermique du stockage saisonnier comme on le faisait autrefois en gardant la glace d'hiver pour

le refroidissement en été.

Finalement, le stockage de chaleur peut se faire d'une manière centralisée, comme dans desaccumulateurs d'eau chaude dans les systèmes de chauffage urbain, ou décentralisée comme dans des

systèmes de chauffage électrique avec accumulation d'énergie dans des briques de haute densité.

L'analyse suivante montre les exemples les plus pertinents pour des réseaux autonomes.

74 Cette fiche est basée en partie sur la recherche de la Commission Européenne ,http://europa.eu.int/comm/energy_transport/atlas/htmlu/thermdintro.html, et les travaux de l'Agenceinternationale de l'énergie (AIE) http://www.iea-eces.org/.75 http://www.solarserver.de/solarmagazin/anlagejan2000-e.html.



Stockage de chaleur journalier centralisé

Dans les systèmes de cogénération, l’électricité devient un produit dérivé de la satisfaction de lademande de chaleur. La demande de chauffage est normalement la plus élevée le soir tandis que

la pointe de la demande d’électricité se trouve le matin –surtout dans les pays industrialisés avec un grand

pourcentage de ménages avec plusieurs salariés. Dans lamesure où la demande de chauffage ne coïncide pas avec

la demande d’électricité, on peut stocker la chaleurexcédentaire « gratuite » du matin pour l’utiliser le soir en

autant que les coûts de stockage soient inférieurs à lavaleur du chauffage. La quasi-totalité des centrales de

cogénération danoises sont maintenant équipées avec le stockage de chaleur, surtout après la

libéralisation du marché d’électricité dans les pays scandinaves. Le stock consiste en de l’eauchaude qui « flotte » au-dessus de l’eau froide (dans un réservoir relativement haut et étroit afin

d’éviter de mélanger des eaux de différentes températures). Les réservoirs de stockage de chaleursont visibles à gauche sur l'illustration ci-dessus. Il s’agit d’une centrale thermique de 505 MWe,

575 MWth, à multiples combustibles à Avedøre Holme, dans les faubourgs au sud deCopenhague.

Le stockage de chaleur peut éventuellement être employé afin d’optimiser les systèmes de

cogénération dans la partie sud du Québec. Toutefois, l’expérience groenlandaise démontre qu’ily a un besoin de chauffage si élevé qu'il est inutile de stocker la chaleur dans un milieu arctique.

Stockage de chaleur journalier décentralisé

Dans la mesure où les foyers sont chauffés électriquement

dans les réseaux autonomes, il est possible d'économiserune partie da la capacité de la génération électrique en

déplaçant la demande de l'électricité utilisée pour lechauffage des heures de pointe vers les heures creuses. Afin

d'encourager les consommateurs à faire ce déplacement deleur consommation dans le temps, une tarification

différentiée est exigée selon les heures et en fonction des compteurs électriques adaptés à cettefin.

Les consommateurs ont la possibilité d'éviter des inconvénients en utilisant des calorifères munis

d'accumulateurs thermiques (des briques à très haute densité) comme c’est déjà répandu dans les



régions à tarification d’électricité variable, comme en Grande-Bretagne où plusieurs millions deconsommateurs se sont munis d'un tel équipement.76 Les calorifères avec des accumulateurs

thermiques sont également vendus en Amérique du Nord à des prix entre 800 et 1500 $US parunité. Un tel calorifère (de Steffes Corporation) est illustré ci-dessus. 77 De telles solutionspourraient s’avérer rentables dans le cadre d’un système éolien-diesel à haute pénétration dans

des régions comme les Îles-de-la-Madeleine ou l’Île d’Entrée.

Résumé des possibilités de stockage de chaleur journalier78

Le tableau ci-dessous donne un aperçu des technologies disponibles. Les indications des coûts

sont incertaines et ne sont pas obligatoirement misent à jour pour chaque technologie.

76 http://www.steffes.com.

77 Clint Johnson, Utama Abdulwahid, James F. Manwell, Anthony Rogers, Design and Modeling ofDispatchable Heat Storage in Wind/Diesel Systems, Renewable Energy Research Laboratory, Dept. ofMechanical and Industrial Engineering, University of Massachusetts, Amherst, MA.

78 Source: Commission Européenne,http://europa.eu.int/comm/energy_transport/atlas/htmlu/thermdtech.html.



Stockage de chaleur saisonnier centralisé ou décentralisé

La possibilité de stocker la chaleur d'été pour l'utiliser pour le chauffage en hiver (et vice versapour le froid) est déjà exploitée dans quelques projets de démonstration. L'Agence internationale

de l'énergie (AIE) travaille activement dans le domaine depuis une douzaine d'années dans legroupement ECES, Energy Conservation through Energy Storage.79 Il existe même un standard

canadien pour la conception de stockage de chaleur souterrain (C448 Series-02).

Dans le stockage thermique souterrain, on utilise normalement des cavernes souterraines isolées

ou non-isolées, des nappes aquifères ou le stockage souterrain diffusif qui utilise desdizaines ou centaines de sondes géothermiques. L'énergie stockée peut provenir des capteurs

solaires, comme à Okotoks en Alberta ou dans un nombre de villes en Europe, ou de rejets dechaleur/froid des pompes de chaleur de la saison précédente (hiver/été) pour

l'approvisionnement de chauffage (avec une thermopompe) aussi bien que pour

79 http://www.iea-eces.org.



l'approvisionnement de refroidissement.80 Si la source de chaleur est un capteur solaire, on agénéralement besoin d'un volume de sol de 3-5 m3 par m2 de surface de capteur solaire.81

Possibilités de stockage de chaleur saisonnier82

Le tableau ci-dessous donne un aperçu des technologies disponibles. Les indications des coûts

sont incertaines et ne sont pas obligatoirement misent à jour pour chaque technologie.

Coût de revient

Nos analyses indiquent qu'il y a des besoins de chauffage dans les réseaux autonomes québécois

d'une manière quasi-permanente. Dans cette perspective, il apparaît inutile de faire des calculssur l'économie du stockage de chaleur.

80 http://www.os.is/Apps/WebObjects/Orkustofnun.woa/swdocument/533/07Burkhard.pdf.

81 La capacité thermique massique de l'eau liquide est 4186 J kg -1 K-1, ce qui signifie que 1 m3 d'eau peutstocker 1,163 kWh/degré. http://www.geothermal-energy.ch/fr/3_geostr_dir/3_geostr2_tech.htm.

82 Source: Commission Européenne, http://europa.eu.int/comm/energy_transport/atlas/htmllu/thermdtech.html.



6.5. Stockage d’énergie

fiche 16: hydrogène (avec piles à combustible)

fiche 17: stockage à air comprimé

fiche 18: stockage par pompage hydraulique

fiche 19: volants d’inertie

fiche 20: hyper condensateurs

fiche 21: demande différable


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 16 : Hydrogène avec piles à combustibles - page 105

FICHE 16 : HYDROGÈNE AVEC PILES À COMBUSTIBLES

Description

La production d’hydrogène par le processus d’électrolyse de l’eau est une approche

d’entreposage d’énergie qui a attiré beaucoup l’attention dans les dernières années. L’hydrogènepeut aussi être produit à partir d’hydrocarbures, dont notamment le méthane, mais cette approche

est moins pertinente pour les réseaux autonomes.

Un système d’entreposage d’électricité basé sur l’hydrogène requiert un électrolyseur, un

système de stockage d’hydrogène et un appareil pour sa reconversion en électricité.

L’électrolyse de l’eau utilise de l’électricité pour séparer les composantes de la molécule d’eau,l’hydrogène et l’oxygène. L’oxygène est normalement rejeté, tandis que l’hydrogène est capturé etstocké pour servir ainsi de source d’énergie, car sa recombinaison avec l’oxygène (soit pur ou venant

de l’air) libère une partie de l’énergie investie dans leur séparation. Pour la production de 1 kgd’hydrogène, il faut 65 kWh d’électricité83, ce qui représente une efficacité de conversion de 60 %.

Le stockage d’hydrogène est une technologie en développement et, constamment, de nouveauxprototypes émergent sur le marché. À petite échelle, le stockage par compression est moinscoûteux que la liquéfaction,84 mais le volume des conteneurs d’hydrogène comprimé est au

moins le double de celui de l’hydrogène liquéfié. Des bouteilles ou petites tanques sont

disponibles sur le marché, mais plusieurs groupes développent des technologies qui pourraientaméliorer la performance du stockage de l’hydrogène sous pression.85 Un électrolyseurprésentement disponible sur le marché pourrait fournir de l’hydrogène à une pression de 25 bars

(362 psi), et des pressions de 200 bar (3000 psi) devraient être disponible bientôt.86 Il serait doncpossible d’entreposer l’hydrogène sans utiliser de compresseur.

83 La consommation en électricité pour l’électrolyse d’eau est basée sur la moyenne des électrolyseursexaminés dans Levene, J.I. et al. : An Analysis of Hydrogen Production from Renewable ElectricitySources (Preprint). Prepared for ISES 2005 Solar World Congress, Orlando, Florida, August 6-12, 2005,National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado.

84 Cotrell, J. et Pratt, W. : Modeling the Feasibility of Using Fuel Cells and Hydrogen Internal CombustionEngines in Remote Renewable Energy Systems. NREL/CP-500-34043, National Renewable EnergyLaboratory, Golden, Colorado, mai 2003.85 Voir par exemple, http://www.physorg.com/news3133.html.86 Cotrell, J. et Pratt, W. : Modeling the Feasibility of Using Fuel Cells and Hydrogen Internal CombustionEngines in Remote Renewable Energy Systems. NREL/CP-500-34043, National Renewable EnergyLaboratory, Golden, Colorado, mai 2003.



La reconversion de l’hydrogène en énergie utile peut être effectuée soit chimiquement dans unepile à combustible, soit dans un moteur à combustion interne, soit par simple combustion pour

produire la chaleur. L’énergie stockée dans ce kilogramme d’hydrogène fournit en retour 17kWh d’électricité lorsqu’il est utilisé dans une pile à combustible (rendement de 50 %) ou 10,25kWh avec un moteur à combustion interne (rendement de 30 %).87 Si l’hydrogène est brûlé

comme source de chaleur, par contre, on peut s’attendre à un rendement d’environ 47 % pour lecycle d’entreposage. Toutefois, nous limiterons notre analyse aux piles à combustible, parce que

a) malgré son coût en capital inférieur, des études de NREL démontrent que l’option du moteur àcombustion interne ne diminue pas les coûts, étant donné les coûts importants d’entretien, et b) la

combustion directe de l’hydrogène sans production d’électricité est peu intéressante, étant donnél’existence de technologies supérieures pour le stockage de chaleur.

Les piles à combustible

Les piles à combustible convertissent chimiquement l’hydrogène en eau, en l’oxydant (voir laFigure 16.1). Ils renversent alors le processus de l’électrolyse, en produisant des électrons quipeuvent être convertis en courant alternatif. L’avantage de ce processus, sans explosion ni

flamme, est son efficacité : plus de 50 % de l’énergie contenue dans l’hydrogène peut êtreconvertie en électricité. Bien qu’étant une technologie nouvelle, il existe un marché de piles à

combustibles allant d’environ 1 kW jusqu'aux plus grands systèmes de 250 kW. Pourtant, iln’existe pas encore beaucoup d’expérience utilisant cette technologie et plusieurs systèmes sont

toujours en train d’être testés avant de pouvoir être offerts sur le marché.

87 Ibid.



Figure 16.1 Fonctionnement schématique d’une pile à combustible avec option decogénération

Sauf exception, les piles à combustibles requièrent de l’hydrogène pur (H2) comme combustible.

Plusieurs fabricants produisent des piles à combustibles intégrés avec des reformeurs quiproduisent le H2 à partir du gaz naturel ou d’autres hydrocarbures ou alcools. Toutefois, letransport de gaz ou d’autres carburants pour servir de source d’hydrogène n’est pas envisagé

dans les réseaux autonomes à cause du coût lié au transport des carburants et la volatilité de leursprix.

La conversion chimique de l’hydrogène crée toujours une quantité importante de chaleur,laquelle peut être utilisée dans des applications de cogénération. Quoique l’efficacité maximaled’une pile à combustible pour la production d’électricité soit limitée à environ 50 %, son

efficacité totale peut augmenter à 85 % si l’on tient compte de l’utilisation de la chaleur.

Scénarios

Plusieurs scénarios pour la production d’hydrogène seraient possibles. Toutefois, nous nous

limiterons à l’exemple où il serait produit à partir d’un surplus de production d’éolienne. Nousprésumons également que les piles à combustibles fourniront une énergie d’appoint, sans essayer

de remplacer les groupes diesel existants. Leur remplacement demanderait unsurdimensionnement important des éoliennes, de l’électrolyseur et du stockage, ce quiaugmenterait fortement le prix.



Nous étudions ici des systèmes centralisés avec et sans récupération de chaleur ainsi que dessystèmes résidentiels (avec récupération de chaleur). Pour les options centralisées, une grande

pile à combustible de 200 kW est employée. Elle produit environ la même quantité de chaleur etd’électricité, avec une efficacité de conversion électrique de 50 %. Pour l'option distribuée, desstations de cogénération d’une capacité électrique de 1 kW sont installées dans les maisons.

Alors que l’efficacité de conversion électrique de ces appareils plus petits est seulement de 30 %,ils produisent deux fois plus de chaleur que d’électricité. La plupart de cette chaleur sert à

répondre aux besoins en chauffage de l’espace et de l’eau de la maison.


Les coûts du système intégré incluent les coûts de l’électrolyseur, du stockage de l’hydrogène, et

des piles à combustibles. Dans le scénario centralisé incluant la cogénération, on inclutégalement le coût d’un réseau de chauffage urbain. Le tableau 16.1 résume les paramètres

utilisés. Il est basé, en grande partie, sur une étude du NREL pour un réseau autonome enAlaska. Le dimensionnement des éléments comme l’électrolyseur et le stockage, par rapport à lapile à combustible, est également tiré d’une étude existante qui contient une optimisation pour un

tel système avec des éoliennes à basse pénétration.88 Le stockage d’hydrogène permet, dans cecas, le fonctionnement des piles à combustible pendant 10 jours sans régénérer les réserves en

hydrogène stockées. Le coût d’électricité pour produire l’hydrogène est supposé être nul car ils’agit d’électricité d’éoliennes autrement perdue, produite pendant des périodes de basse

demande.

Tableau 16.1 Paramètres des composantes d’un système avec stockage d’hydrogène

Composante Consommationd’énergie

Duréede vie

Prix/MW CoûtO&M

Sources

Electrolyseur 65 kWh/kg H2 10 ans 2,5 millions $ 7% NREL 2005bHG 2006

Stockaged’hydrogène

(fonctionne avecpression del’électrolyseur)

20 ans 286 $/kg decapacité destockage de H2

marginal NREL 2003a

Pile àcombustible

0.059 kg H2/kWh 20 ans 5 millions $ (large)10 million $ (petite)

4$/hr/MW HG 2006

88 Glenn Rambach, Desert Research Institute : Integrated, Renewable Hydrogen Utility Systems.NREL/CP-570-26938, 1999.



La récupération de la chaleur améliore de façon importante le rendement des piles àcombustibles. Détail important, il faut rajouter le coût de la production et du stockage de

l’hydrogène pour obtenir le coût total pour un système entier. Ce coût est plus élevé pour lessystèmes décentralisés à cause de leur efficacité réduite de conversion électrique (30 % contre 50% pour le système centralisé). Pourtant, cet effet ne se retrouve pas dans les calculs qui suivent

car l’électricité pour produire l’hydrogène est gratuite, étant donné qu’environ 25 à 30 % de laproduction éolienne est gaspillée, dû aux périodes de faible charge sur le réseau. Pour cette

raison, l’électrolyseur et le stockage d’hydrogène sont surdimensionnés afin que la pile àcombustible puisse être utilisée avec un facteur d’utilisation élevé et un stock d’hydrogène

suffisant.

Tableau 16.2 Coûts de revient

COÛT DE REVIENT

par unité par kW par unité par kW par unité par kWpuissance installée, kW (système type)électrolyseur 1800 1800 15stockage (kg) 2400 2400 20pile à combustible 200 1 200 1 1 1

investissement requis ($/système)électrolyseur 4 500 000 $ 22 500 $ 4 500 000 $ 22 500 $ 37 500 $ 37 500 $stockage (kg) 686 400 $ 3 432 $ 686 400 $ 3 432 $ 5 720 $ 5 720 $pile à combustible 1 200 000 $ 6 000 $ 1 300 000 $ 6 500 $ 12 000 $ 12 000 $coût d'acquisition (total) 6 386 400 $ 31 932 $ 6 486 400 $ 32 432 $ 55 220 $ 55 220 $coût d'installation 15% 957 960 $ 4 790 $ 972 960 $ 4 865 $ 8 283 $ 8 283 $transport 20% 1 277 280 $ 6 386 $ 1 297 280 $ 6 486 $ 11 044 $ 11 044 $surcoût installation 50% 478 980 $ 2 395 $ 486 480 $ 2 432 $ 4 142 $ 4 142 $Total investissement requis 9 100 620 $ 45 503 $ 9 243 120 $ 46 216 $ 78 689 $ 78 689 $

Paramètres spécifiquesfacteur d'utilisation (électricité) 85,0% 85,0% 85,0% 85,0% 80,0% 80,0%MWh annuelle par système 1489,2 7,4 1489,2 7,4 7,0 7,4MWh de chaleur par an 0,0 0,0 1051,2 5,3 10,5 10,5durée de vie (ans) 8 8 8 8 8 8

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 910 062 $ 4 550 $ 924 312 $ 4 622 $ 7 869 $ 7 869 $- O&M fixe 5 957 $ 30 $ 5 957 $ 30 $ 442 $ 442 $- total Frais fixes 916 019 $ 4 580 $ 930 269 $ 4 651 $ 8 311 $ 8 311 $Frais variables- Électricité (0 $/MWh) - $ - $ - $ - $ - $ - $- O&M variable - $ - $ - $ - $ 3 $ 3 $- total Frais variables - $ - $ - $ - $ 3 $ 3 $Total Coûts annuels 916 019 $ 4 580 $ 930 269 $ 4 651 $ 8 314 $ 8 314 $

Coût unitaire (¢ /kWh) 61,5 62,5 118,6Vente de chaleur ($/kWh) 0,125 - 131 400 $ 657 $ 1 314 $ 1 314 $après vente chaleur (¢ /kWh) 61,5 53,6 99,9Distribution de la chaleur (¢ /kWh) - 10,5 -coût avec distribution (¢ /kWh) 61,5 64,1 99,9

avec cogénérationdistribuée

sans cogénérationcentralisé

Note : Les coûts par kW sont exprimés en relation à la puissance installée de la pile à combustible.



Le coût pour le système de distribution de chaleur pour le chauffage urbain est développé dans la

fiche 1 (cogénération) et est repris ici, adapté à l’échelle du présent système. Pour les systèmesavec cogénération, l’option centralisée l’emporte sur l’option résidentielle, malgré la nécessité

d’avoir un système de distribution de chaleur. Cela peut être expliqué par le coût élevé des petitssystèmes, et la nécessité de surdimensionner le stockage et l’électrolyseur par rapport au systèmecentralisé pour achever le même niveau de service électrique. On pourrait envisager de produire

l’hydrogène à un endroit central dans les deux cas, mais cela nécessiterait un système dedistribution d’hydrogène, dont le coût n’est pas inclus dans l’option distribuée. Par contre, le prix

du système de distribution de chaleur paraît anéantir tout avantage financier par rapport ausystème centralisé sans cogénération, qui fournit alors l’électricité la moins coûteuse.


Le prix utilisé pour les grandes piles à combustible (les unités les plus larges disponibles sur le

marché ont une capacité de 250 kW) est de 5000 $ par kW. Pour les systèmes domestiques, ceprix peut facilement doubler.89 Comme la technologie est en pleine évolution, des réductions de

coût futures sont attendues. Par exemple, le coût des électrolyseurs pourrait baisser de 2 500 $ à700 $ par kW d’ici dix ans. En plus, l’efficacité des piles à combustibles et des électrolyseurs

devrait augmenter, baissant alors le coût de production.

Pour l’instant, l’efficacité du système de stockage d’électricité sous forme d’hydrogène est seulementde 30 %, dû aux pertes de conversion en hydrogène et ensuite la reconversion en électricité dans une

pile à combustibles. Une augmentation de l’efficacité des électrolyseurs de 60 à 78 % et de celle despiles à combustibles de 50 à 55 % résulterait en une efficacité totale de 43 %.

L’utilisation domestique d’hydrogène suggère plusieurs modifications, comme par exemple la

conversion du chauffage et des fours, à l’hydrogène. Cela pourrait causer des problèmes decorrosion, mais aussi de sécurité à moins que l’hydrogène ne soit muni d’une odeur qui trahisse

des fuites éventuelles. Plusieurs systèmes commerciaux utilisent le gaz naturel pour lequel lesstandards et les réglementations sont déjà en place ; ce serait un défi d’obtenir les permis pour

installer un système fonctionnant à l’hydrogène dans des ménages individuels.

Une autre question est le dimensionnement des installations domestiques. La consommation debase pourrait être fournie par une pile à combustible de 1 kW, mais les pointes peuvent

89 Voir, par exemple, http://krystal-planet.com.



facilement excéder 2 ou 3 kW, ce qui ne semble pas économique à un prix de 10 000 $ par kW.L’utilisation d’un système qui ne fournit que les besoins d’énergie de base demanderait alors que

les systèmes de chauffage existants soient retenus.

Il serait également nécessaire de créer une infrastructure de distribution pour l’hydrogène, soit àl’aide d’une tuyauterie qui desservirait les ménages, soit à l’aide d’un système de distribution en

bouteilles livrées par des petits camions. Cette dernière option a été prise en compte pourl’option de cogénération distribuée.

Il n’existe pas de piles à combustible à haute capacité disponibles sur le marché présentement :

les plus grandes sont de 250 kW. Pour des puissances plus élevées, il faudra lier plusieurs unités.Le fait de combiner plusieurs unités est souhaitable parce que la défaillance d’une pile à

combustible ne mènera alors pas à une interruption totale de la production d’électricité.

Le fonctionnement des piles à combustibles à long terme n’est pas encore éprouvé, et la garantieprésentement offerte par les fabricants est seulement valable pour 2000 heures – moins de trois

mois de fonctionnement continu. Les premières expériences avec les piles à combustible enAllemagne et en Islande ont démontré qu’elles peuvent fonctionner au moins 3600 heures,90 mais

il n’est pas certain que leur fiabilité soit pareille à celle des groupes électrogènes. Les fabricantsdisent que les systèmes actuels ne fonctionneront pas plus longtemps que 13 000 heures mais

qu’ils visent une durée de vie entre 5 et 8 ans pour les systèmes domestiques, ou 40 000 heures.91

Pour les calculs, un remplacement éventuel des piles à combustible après 8 ans a été pris encompte, et leur coût d’investissement a donc été augmenté de 20 %.

L’optimisation pour la production d’électricité ou pour la chaleur devrait être déterminée lors dela conception des systèmes de cogénération. Les piles à combustible sont capables de suivre, du

moins en partie, les fluctuations de demande sur le réseau électrique, mais une opération enmode continu peut réduire le coût par kWh du système. De plus, une optimisation pour laproduction de chaleur peut forcer une réduction de production d’électricité non désirable lors des

périodes de basse demande en chaleur.

90 Icelandic New Energy, présentation à GLOBE 2006.

91 Information de la firme suisse Sulzer Hexus, 10 avril 2006.



Des bouteilles ou petites tanques sont disponibles sur le marché, mais plusieurs groupesdéveloppent des technologies qui pourraient améliorer la performance du stockage de

l’hydrogène sous pression.92

Une modélisation détaillée complète serait nécessaire pour optimiser le dimensionnement descomposantes d’un système éolien-hydrogène. Les calculs ci-dessus doivent donc être considérés

comme préliminaires.

En comparaison avec d’autres types de stockage d’énergie, l’hydrogène offre une capacité et unedurée de stockage limitée uniquement par l’échelle de l’investissement. Les pertes de conversion

de l’électricité en hydrogène et d’hydrogène en électricité sont, par contre, considérables(environ 70 %). Par contre, l’utilisation de la chaleur dégagée par les piles à combustibles

augmente l’efficacité à des niveaux raisonnables.

L’hydrogène cause de la corrosion dans les réservoirs et tuyaux en métal, ce qui peut mener à despannes ou des problèmes de stockage. Ce coût n’a pas été quantifié, mais l’expérience initiale

des systèmes existants en Allemagne et en Islande a montré que la corrosion peut être contrôlée.

92 Voir par exemple, http://www.physorg.com/news3133.html.



Piles à combustible – système central sans cogénérationDescriptionL’hydrogène est un gaz qui peut être comprimépour stocker de l’énergie, avant de faire réagirl’hydrogène avec l’oxygène dans des piles àcombustible ou dans un moteur pour produire del’électricité.

Pile à combustibledomestique (à gauche) etindustrielle (en bas)

Coût ($/kW) 45 503 Qualité du serviceTaille du système type (kW) 200Coût total par système ($) 9 101Déplacement de diesel(litres par kW installé, par an)

2 234


5 942


La qualité du service dépend en premier lieu de latechnologie de conversion. L’hydrogène peut êtreutilisé comme carburant dans des générateurs (aprèsmodification) ou dans des piles à combustible. Il sert,entre autres, à stabiliser le fonctionnement de sourcesintermittentes d’énergie, comme l’éolien.

Durée de vie (ans) 8 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnelLa garantie du fabricant des piles à combustiblene s’étend que sur 2000 heures d’opération.

Service par du personnel qualifié.



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)Hydrogène 0 0 0 0Jumelage facile avec BruitEolien et diesel Ne s’entend pas à l’intérieur d’un bâtiment.FournisseursHydrogenics CorporationMississauga, ONContact : M. René MandevilleTél. : 905 361 [email protected]

BallardBurnaby, BCTél. : [email protected]



Pile à combustible avec cogénérationDescriptionL’hydrogène est un gaz qui peut être comprimépour stocker de l’énergie, avant de faire réagirl’hydrogène dans des piles à combustible pourproduire de l’électricité et de la chaleur.

Les données économiques entre parenthèses seréfèrent au système centralisé dans le texte, lesautres au système décentralisé.

Le système de cogénération Avanti de Nuvera(gauche) et le système centralisé de MTU (droite)

Coût ($/kW) 78 689(50 925)

Qualité du service

Taille du système type (kW) 1(200)

Coût de l’unité centrale ($) 78 689(9 243 120)

Coût total avec système dedistribution de chaleur ($)

-(10 184 720)

Déplacement de diesel/mazout(litres par kW installé, par an)

2 098(3 452)


7 737(9 182)

Coût de revient (¢/kWh) 64(100)

Comparable aux systèmes centralisés de chauffage àdistance. Les systèmes décentralisés ne serventgénéralement qu’aux besoins en chaleur de base etnécessitent que le système de chauffage existant soitretenu.

Durée de vie (ans) 8 Statut de la technologie CommercialeContraintes connues Qualification du personnelL’hydrogène brûle avec une flamme plus chaudeque les carburants fossiles, ce qui peut causerdes problèmes de soupapes. Les systèmesdomestiques ne sont actuellement pas autoriséspour l’utilisation d’hydrogène, mais seulementpour le gaz naturel ou autres carburants.

Formation spéciale requis pour maintenir un systèmeà l’hydrogène.



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)Hydrogène 0 0 0 0Jumelage facile avec BruitEolien Ne s’entend pas à l’intérieur d’un bâtiment.FournisseursSystèmes distribués :www.nuvera.comwww.plugpower.comwww.hexis.com

Systèmes centralisés :United Technologies :www.utcfuelcells.comwww.mtu-cfc.com


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 17 : Stockage par air comprimé - page 115

FICHE 17 : STOCKAGE PAR AIR COMPRIMÉ

Dans le stockage classique par air comprimé, de l’énergie excédentaire est utilisée pour pomper

de l’air sous pression dans des cavernes souterraines scellées ou des réservoirs. Lorsque l’énergiestockée est requise, l’air pressurisé est reconverti en énergie par une turbine.

Quoiqu’il soit possible de faire tourner la turbine par l’air comprimé uniquement, il est plus

efficace de l’utiliser en conjonction avec un combustible fossile, tel que le gaz naturel, dans uneturbine à gaz ou une microturbine.

Rappelons que, dans une turbine à gaz, presque les deux tiers de l’énergie produite par la turbine

sont consommés par le compresseur afin de chauffer et comprimer le mélange d’air et decombustible. En utilisant l’air comprimé pour fournir la pression requise pour faire fonctionner la

turbine à gaz, l’énergie fournie au réseau par celle-ci peut être augmentée par un facteur detrois.93

93 http://www.doc.ic.ac.uk/~mpj01/ise2grp/energystorage_report/node7.html.



Pour augmenter l’efficacité du stockage, l’air est refroidi avant d’être comprimé, afin de réduirel’humidité contenue. Si le système d’air comprimé est doté d’un récupérateur de chaleur (un

système « adiabatique »), la chaleur dégagée lors de ce refroidissement peut être utilisée pourpré-chauffer l’air comprimé avant de le mélanger avec le combustible.

Les deux centrales les plus importantes utilisant le stockage à air comprimé sont celle de

Huntorf, en Allemagne, et celle de McIntosh, en Alabama. La centrale d’Huntorf de 290 MW, lapremière centrale commerciale d’air comprimé au monde, est en opération depuis 1978. Elle

utilise deux cavernes d’un volume total de 310 000 m3, à une pression variant normalement entre43 et 70 bar. N’étant pas doté d’un système de récupération de chaleur (dit « diabatique »),

l’efficacité de ce système est de seulement 42 % par cycle (charge et décharge)94. Il prendjusqu’à 12 heures de compression à 60 MW pour charger complètement la réserve; ensuite, lacentrale peut produire à 290 MW pendant 3 heures. Toutefois, la centrale est surtout utilisée pour

fournir une réserve de très courte durée95.

La centrale McIntosh en Alabama est plus moderne que celle d’Huntorf et aussi plus efficace àcause de son système de récupération de la chaleur qui réduit l’utilisation du combustible de près

de 25 %. Cette centrale de 110 MW est en service depuis 1991. Pour le stockage d’air comprimé,elle utilise une caverne de presque 300 000 m3. À pleine charge, la pression est de 76,5 bar ;

même déchargée, la pression reste à 45 bar. En mode production, la consommation spécifique dela chaleur (heat rate) est de 4600 Btu par kWh, soit le tiers de la valeur typique d’une turbine à

gaz.

Le futur

Plusieurs projets de stockage d’air comprimé sont en construction ou au stade de la planification.

L’Iowa Association of Municipal Utilities a lancé un projet innovateur d’équipement de stockagede l’air comprimé actionné par l’énergie éolienne, où l’air est stocké dans les nappes aquifères.Une fois complétée, la Iowa Stored Energy Plant aura une puissance de 264 MW.

Toutes les installations existantes faisant appel à l’air comprimé pour stocker l’énergie utilisentdes cavernes ou d’autres structures géologiques qui s’y prêtent. Toutefois, la possibilité de

94 http://www.ifr.ing.tu-bs.de/forschung/downloads/papers/Renewables_05_E_Leonhard.pdf.

95 Klaus-Uwe Mohmeyer et Roland Scharf, « Huntorf CAES : More than 20 years of successfuloperation, » http://www.uni-saarland.de/fak7/fze/AKE_Archiv/AKE2003H/AKE2003H_Vortraege/AKE2003H03c_Crotogino_ea_HuntorfCAES_CompressedAirEnergyStorage.pdf.



construire des petites installations en utilisant des tanques ou des tuyaux souterrains pour lestockage d’air comprimé est évoquée à quelques reprises dans la littérature96.

Une entreprise californienne, Energy Storage and Power Corp. (www.espcinc.com), qui a joué

un rôle important dans la construction de la centrale McIntosh en Alabama, détient plusieursbrevets sur des technologies avancées ayant trait au stockage par air comprimé. Notamment, ils

ont découvert que la quantité d’énergie qui peut être stockée dans un volume d’air compriméaugmente dramatiquement en augmentant l’humidité de l’air97.

Des systèmes non-géologiques sont connus sous le vocable sub-surface compressed air energy

storage (SSCAES). Ils utilisent de l’équipement de l’industrie de gaz naturel pour le stockage del’air comprimé, qui peut se faire sur ou sous la surface. Le coût en capital des équipements est

autour de 80$/kW-h. À cela il faut ajouter le coût d’une turbine à gaz, ainsi que le coût descompresseurs (estimé à 100 $ le kW). Rappelons que, comme nous l’avons précisé dans

l’introduction, nous prennons comme hypothèse la présence d’un parc éolien qui produira del’énergie non utilisable pendant des heures de faible demande. Étant donné que cette énergie estproduite pendant un nombre restreint d’heures, le système de stockage doit avoir une capacité de

recevoir de l’énergie très élevée par rapport à sa capacité de stockage et à sa capacité deproduction.

Dans le cas d’un système d’air comprimé, cela veut dire que la capacité des compresseurs doitêtre très grande par rapport aux autres composantes du système.

Coûts

Les estimations de coût présentées ci-dessous se basent sur les coûts d’une microturbine de 30

kW présentés à la fiche 5. On prévoit l’ajout d’un compresseur de 150 kW, et 3 000 kWhd’entreposage, soit des tuyaux suffisants pour garder l’air comprimé par le compresseur

fonctionnant à plein régime pendant 20 heures. Une fois pleins, ces tuyaux auront suffisammentd’air comprimé pour faire fonctionner la microturbine pendant cent heures.

96 www.ewi.uni-koeln.de/content/e266/e283/e3047/EWECPaperFinal2004_ger.pdf.97 Communication directe, Dr. Rodney Gay, pdg de ESPC.



COÛT DE REVIENT

par kW par kWpuissance installée, kW (système type) 30 1 30 1

investissement requis ($/système)coût d'une microturbine (installée) 58 995 $ 1 967 $ 66 495 $ 2 217 $coût d'acquisition - stockage 20 240 000 $ 8 000 $ 240 000 $ 8 000 $coût d'acquisition - compresseur 150 15 000 $ 500 $ 15 000 $ 500 $coût d'installation 20% 51 000 $ 1 700 $ 51 000 $ 1 700 $transport 20% 13 200 $ 440 $ 13 200 $ 440 $surcoût installation 30% 19 260 $ 642 $ 19 260 $ 642 $Total investissement requis 397 455 $ 13 249 $ 404 955 $ 13 499 $

Paramètres spécifiqueskWh input/kWh output 1,28 1,28 1,28 1,28facteur d'utilisation 75,0% 75,0% 75,0% 75,0%MWhel annuelle par système 197 6,6 197,1 6,6heat rate (btu/kWh) 4500 4500 4500 4500efficacité 76% 76% 76% 76%Efficacité (l diesel/kWh) 0,13 0,13 0,13 0,13Consommation diesel (l/an) 24 685 823 24 685 823énergie potentielle du diesel (MWh th) 260 8,7 260 8,7MWhth perdu par an 63 2,1 0 0MWhth utile par an 0 0 63 2,1durée de vie 20 20 20 20

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 39 746 $ 1 324,9 $ 40 496 $ 1 349,9 $- O&M fixe 560 $ 19 $ 560 $ 19 $- total Frais fixes 40 306 $ 1 344 $ 41 056 $ 1 369 $Frais variables- Carburant 29 177 $ 973 $ 29 177 $ 973 $- Électricité 0 - $ - $ - $ - $- O&M variable 3 942 $ 131 $ 3 942 $ 131 $- total Frais variables 33 119 $ 1 104 $ 33 119 $ 1 104 $Total Coûts annuels 73 425 $ 2 447 $ 74 175 $ 2 472 $

Coût unitaire (¢ /kWh) 37,3 37,3 37,6 37,6Valeur de chaleur ($) 125 $ - $ - $ 7 847 $ 262 $Coût unitaire après vente chaleur 37,3 37,3 33,7 33,7

avec cogénsans cogén



Stockage par air compriméDescriptionStockage d’air comprimé dans des tuyauxsouterrains. Utilisation d’air comprimé pouraugmenter substantiellement l’efficacité d’uneturbine à gaz (avec cogénération).


Coût ($/kW) 13 249(13 499)

Qualité du service

Taille du système type (kW) 30Coût total par système ($) 397 470

(404 970)Déplacement de diesel (litres parkW installée, par an)

1148(1 410)

Déplacement de CO2 (kg par kWinstallée, par an)

3100(3700)

Coût de revient (¢/kWh) 37,3(33,7)

Requiert l’installation d’une turbine à gaz pourrécupérer l’énergie stockée.

Durée de vie (ans) 20 Statut de latechnologie

commercial (avec stockage dansdes structures géologiques); pré-commercial (avec stockage dansles tuyaux souterrains)

Contraintes connues Qualification du personnelRequiert l’installation d’une turbine à gaz



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)0 0 0 0

Jumelage facile avec BruitÉolienneFournisseursEnergy Storage and Power Corp.684 Alamo Pintado Road, Suite A, Solvang, CA93463 USAattn : Dr. Michael Nakhamkin(908)658-4815Mnakhamkin @ ESPCinc.com

Dale [email protected]


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 18 : Pompage hydraulique - page 120

FICHE 18 : POMPAGE HYDRAULIQUE

La technologie de l’accumulation par pompage hydraulique est connue depuis très longtemps et

est déjà très utilisée avec près de 300 installations dans le monde. Aux États-Unis, il existeenviron 19,5 GW d’accumulation par pompage. En Europe, le chiffre s’élève à 32 GW.

Un des inconvénients les plus fondamentaux est la dépendance de cette technologie envers les

formations géologiques spécifiques. De plus, la construction d’une centrale de pompagehydroélectrique est onéreuse en coûts de capitaux puisqu’elle implique souvent la construction

de barrages ou l’emploi d’autres équipements pour faire des centrales hydroélectriques. Du côtéenvironnemental, il y a une perturbation locale de l’habitat puisque le niveau de l’eau fluctuequotidiennement. Nous ne disposons pas d’informations quant à la disponibilité de sites adéquats

pour une centrale de pompage hydraulique conventionnelle près des réseaux autonomes.

Le nombre de sites potentiels pour le pompage hydraulique augmenterait substantiellement s’il

était possible d’utiliser la mer comme réservoir inférieur. Un projet de démonstration utilisantcette approche est en opération sur l’île d’Okinawa au Japon depuis 1999.

Centrale pilote de pompage hydrauliqued’eau de mer d’Okinawa



La centrale du nord de l’île d’Okinawa illustrée à la page précédente peut générer jusqu’à30 MW en utilisant l’eau de mer. De par sa géographie, le Japon est entouré de côtes marines où

plusieurs endroits sont élevés, ce qui favorise la construction de ce type de centrale. Cetteparticularité géographique fait en sorte que la construction d’un réservoir inférieur n’est pas

nécessaire, ce qui permet d’envisager une réduction des coûts de construction.

La centrale utilise une dénivellation de 136 mètres de hauteur entre le réservoir supérieur et lamer. Ce réservoir est situé à 600 mètres de la côte et a une capacité de 564 000 m3. Les sections

rectilignes des canalisations sont faites de tuyaux de plastique renforcés avec plusieurs couchesde fibre de verre, de manière à assurer une protection anti-corrosive, anti-alcaline et anti-usure.



En règle générale, l’efficacité d’un système de ce type est d’environ 75 %.

Il existe encore plusieurs interrogations sur cette technologie qui est toujours au stadeexpérimental. Ainsi, d’un point de vue environnemental, il faut s’interroger quant aux impacts

sur les organismes marins autour du déversoir, et sur la dispersion par le vent de l’eau de mercontenue dans le bassin supérieur. Enfin, il y a une méconnaissance des effets des grandes

vagues marines sur la décharge de l’eau de mer du système, et donc sur la stabilité de lapuissance générée.

Comme précisé dans l’introduction, toutes les fiches portant sur des options de stockage

d’énergie prennent comme hypothèse la présence d’un parc éolien qui a été économiquementoptimisé. Pendant des heures de faible demande, cependant, un tel système produit de l’énergie

non utilisable. Cette énergie qui autrement est gaspillée est réputée avoir un coût nul.

Cette énergie gratuite peut représenter jusqu’à 27 % de la production annuelle des turbineséoliennes, mais elle est produite pendant un nombre d’heures beaucoup plus restreint. Il s’en suit

que le système doit avoir une capacité très élevée pour recevoir de l’énergie par rapport à sacapacité de production.

Dans un système d’accumulation par pompage, cela veut dire que la capacité des pompes doit

être beaucoup plus grande que celle des turbines. Il faudra en conséquence prévoir probablementl’utilisation de pompes au lieu de turbines bidirectionnelles.

Coûts

Dans la littérature, on trouve des coûts de l’ordre de 900 $ US par kW pour des installations depompage conventionnel. Les coûts dépendent naturellement des caractéristiques du site. De plus,les coûts pour des installations en eau salée sont beaucoup plus importants que ceux en eau

douce. Le surdimensionnement de la capacité de pompage augmente aussi les coûts.

Le coût en capital de la centrale de pompage marin à Okinawa était d’environ ¥22 milliard, soit

environ 250 M $CA. Selon les mêmes hypothèses utilisées dans les fiches touchant d’autrestechnologies de stockage, dont notamment la disponibilité d’électricité gratuite à stocker, on peutestimer des coûts d’environ 13 ¢ du kWh produit. Il est logique de croire cependant que les coûts

de projets futurs seront moins élevés que ce premier projet à eau de mer.



COÛT DE REVIENT

par kWpuissance installée, kW (système type) 300 1

investissement requis ($/système)Total investissement requis 2 508 000 $ 8 360 $

Paramètres spécifiqueskWh input/kWh output 1,33 1,33facteur d'utilisation 75,0% 75,0%MWhel annuelle par système 1 971 6,6durée de vie 50 50

Coûts annuelsFrais fixes- Amortissement et intérêts 10% 250 800 $ 836 $- O&M fixe 2 508 $ 8 $- total Frais fixes 253 308 $ 844 $Frais variables- Carburant - $ - $- Électricité 0 - $ - $- O&M variable- total Frais variables - $ - $Total Coûts annuels 253 308 $ 844 $

Coût unitaire (¢ /kWh) 12,9



Accumulation par pompage hydrauliqueDescriptionStockage de l’énergie par le pompage de l’eau.Nouvelle technologie de l’eau salée, utilisant lamer comme bassin inférieur, aurait desapplications potentielles dans les communautéscôtières.

Coût ($/kW) 8 360 $ Qualité du serviceTaille du système type (kW) 300Coût total par système 2,5 M $Déplacement de diesel (litres parkW installée, /an)

1971

Déplacement de CO2 (kg /an, parkW installée)

5243

Coût de revient (¢/kWh) 12,9Durée de vie (ans) 50 Statut de la technologie avec eau salé,

démonstrationContraintes connues Qualification du personnelPlusieurs exigences à l’égard du site; impactsenvironnementauxRessources requises CO2


NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)0 0 0 0

Jumelage facile avec Bruitéolien ou toute autre source d’électricité aucunFournisseursJ-Power Electric Power Development Co.6-15-1 Ginza Chuo-kuTokyo, Japantél : +03-3546-2211


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 19 : Volant d’inertie - page 125

FICHE 19 : VOLANT D’INERTIE

Description

Le volant d’inertie (flywheel) est une technologie qui présente plusieurs variantes pour différents

besoins. Le volant d’inertie stocke l’énergie sous forme d’énergie cinétique sur un disque rotatiflourd qui est actionné par un moteur/générateur électrique. Une fois en rotation, l’énergie

cinétique contenu dans le disque peut être transformée en puissance électrique lorsquenécessaire. Pour minimiser les pertes de friction, le disque est suspendu par des paliers de

lévitation magnétique à l’intérieur d’une chambre vide.

Dans un premier temps, un volant d’inertie est caractérisé par sa puissance maximale et par laquantité d’énergie qu’il peut stocker. D’autres paramètres importants sont :

la durée d’opération à la puissance maximale et aux puissances intermédiaires ;

le temps de recharge ;

les pertes énergétiques par cycle ; et

les pertes énergétiques par temps d’attente.

Selon les paramètres choisis, les volants d’inertie peuvent servir pour :

la régulation de la fréquence et le maintien de la tension pour la production variable ;

le suivi de la charge pour la production distribuée de réaction lente (ex. microturbine, pile

à combustible) ;

le support des équipements de télécommunication à basse puissance.

Ainsi, le volant d’inertie peut servir pour faciliter l’intégration de différentes technologiesd’énergies renouvelables aux réseaux autonomes en stabilisant et en sécurisant les réseaux.

Fournisseurs

Le volant d’inertie est nouvellement commercialisé pour des applications de gestion de réseauxélectriques. L’entreprise canadienne Flywheel Energy System inc. fait la mise au point d’une

unité d’une capacité d’un mégawatt. Du côté américain, AFS Trinity est, elle aussi, en phaseexpérimentale pour un volant d’inertie qui servirait à la gestion du réseau électrique. L’entreprise



Active Power semble être prête, mais Beacon Power du Massachusetts semble avoir pris uneavance sur ses concurrents.

Beacon Power commercialise un système de stockage d’énergie à volants d’inertie qui se veut

une solution à long terme pour la régulation de la fréquence d’un réseau électrique. Il s’agitd’une matrice de 10 volants d’inertie de 25 kW qui loge dans un conteneur de transport de 30

pieds. Cette matrice de plusieurs volants d’inertie parallèles emmagasine assez d’énergie pourfournir 1 MW pendant 15 minutes à 480 VAC « in and out ». Le coût de ce système est de 1,65

million de $ US. Des matrices peuvent être ajoutées de façon modulaire afin d’augmenter lacapacité de stockage. L’entreprise commercialise le système sous le nom de Smart Energy

Matrix (SEM).

Smart Energy Matrix de Beacon Power

Le SEM ne requiert pas d’installation particulière sur le site. Il y a un entretien annuel standard à

effectuer comme le changement des ventilateurs, des filtres et des autres composantes auxiliaires.Il n’y a pas d’entretien du système mécanique, car les pièces sont soudées.

Cette technologie peut être utilisée avec des unités de production d’énergie qui peuvent connaîtredes fluctuations très rapides. Sa première qualité est l’ultra rapide capacité d’absorption et deréinjection de la charge dans le réseau lorsque les générateurs surproduisent ou lorsque la

demande est plus forte que la puissance fournie.

Le système de stockage d’énergie sur volant d’inertie se compare avantageusement aux autres

technologies de stockage d’énergie à cause des caractéristiques suivantes :98

98 Lazarewicz L. Matthew Et Rojas Alex, Grid Frequency Regulation by Recycling Electrical Energy inFreewheels, www.beaconpower.com/products/EnergyStorageSystems/docs/Grid%20Freq%20Reg%20White%20Paper.pdf.



Haute densité de stockage d’énergie. Une matrice peut fournir 1 MW durant 15 minutes àl’intérieur d’une superficie de 240 pieds carrés ;

Recharge rapide : le taux de charge/décharge est de 1:1 ;

Prévisibilité d’opération : Les tours/minute (RPM) sont une indication directe de

l’énergie stockée disponible ;

Performance non affectée par les variations de température (-45C À 50C) ;

Technologie verte : aucune émission, pas de coûts associés au transport de matières

chimiques dangereuses ;

Durée de vie de 20 ans.

L’indépendance de chacune des unités de la matrice fait en sorte que le système reste enopération lorsqu’un bris survient. Pendant que l’unité défectueuse est réparée, les neuf autres

unités de la matrice performent sans que l’on doive fermer le système.

Application dans les réseaux autonomes

Les volants d’inertie ont une excellente capacité d’absorber des variations rapides de production

et de charge. Toutefois, la quantité d’énergie qu’ils peuvent stocker n’est pas suffisammentgrande pour leur permettre de jouer le rôle décrit dans l’introduction, c’est-à-dire d’absorber laproduction excédentaire d’un parc éolien et la fournir ensuite au réseau aux moments de plus

haute charge.

Les bénéfices que des volants d’inertie peuvent apporter à un réseau autonome sont de nature

difficilement quantifiable. Par exemple, leur utilisation en conjonction avec une source d’énergievariable comme l’éolien peut réduire le nombre et la fréquence des arrêts et de redémarrage desgroupes diesels, ce qui viendrait réduire les coûts d’entretien et de remplacement de ces

équipements.

Toutefois, le dimensionnement optimal d’un système et l’évaluation de ses bénéfices dépassent

le cadre de la présente étude.



Volants d’inertieDescriptionLe volant d’inertie absorbe de l’énergieexcédentaire en mettant en rotation un disquelourd, suspendu par des paliers de lévitationmagnétique dans une chambre vide afin deréduire la friction. Une fois en rotation, l’énergiecinétique du disque est transformée en puissanceélectrique lorsque l’énergie est requise.

Coût ($/MW) 1,9 M $ Qualité du serviceTaille du système type (MW) 1Coût total par système 1,9 M $Déplacement de diesel (litres parMW installée, /an)

n/a

Déplacement de CO2 (tonnes /an,par MW installée)

n/a

Coût de revient (¢/kWh) n/a

Les volants d’inertie offrent de grandes puissancesavec peu d’énergie. Ils sont donc utiles pourabsorber des fluctuations rapides de production ou decharge.

Durée de vie (ans) 20 Statut de la technologie Experimental /Commercial

Contraintes connues Qualification du personnelPas de personnel requis pour l’opération.



NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)0 0 0 0

Jumelage facile avec BruitDes énergies intermittentes ou variablesFournisseursFlywheel Energy Systems Inc.25C Northside RoadOttawa, OntarioCanada K2H 8S1Tél : (613) 596-0856Fax : (613) [email protected]/~fesi

Beacon Power Corporation234 Ballardvale StreetWilmington, MA 01887www.beaconpower.comMatt PolimenoTél : (978) [email protected]


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 20 : Hyper condensateurs - page 129

FICHE 20 : HYPER CONDENSATEURS

Description

Nouvelle technologie de stockage qui ressemble dans ses fonctionnalités aux volants d’inertie,

les hyper condensateurs atteignent rapidement une certaine maturité technologique.

Comme tout condensateur, les hyper condensateurs stockent de la charge entre deux surfacesséparées. Pour atteindre un très haut niveau de capacitance, les électrodes sont faites de carbone

activé et le séparateur est trempé dans un électrolyte. Les électrodes en carbone activé peuventêtre aussi mince pour permettre une superficie de 2 000 m2/g. L’application d’une charge fait en

sorte que les ions de l’électrolyte s’orientent à l’intérieur même du séparateur (fait de papier, depolymère ou de fibres de verre), à une distance de 2 à 5 nm l’un de l’autre.

Un hyper condensateur offre donc une haute capacité dans un très petit contenant — quelques

milliers de farads dans un appareil pas plus grand qu’une cannette de bière. Avec des électrolytesorganiques, la tension d’opération peut aller jusqu’à 2,5 V. En assemblant un grand nombre

d’unités en série, des tensions plus importantes peuvent être atteintes.

Les hyper condensateurs sont utilisés de plus en plus dans l’industrie des véhicules hybridescomme composantes de stockage d’énergie. Ils sont aussi utilisés :

pour remplacer les matrices de piles qui servent à réduire les effets de la variation du

courant dans les pannes à court terme dans certains réseaux électriques,

comme source de courant continu pour faire le pont entre une panne et la mise en marched’un générateur au diesel pour les installations qui ont besoin de puissance sans

interruption (centre bancaire, hôpital, tour de contrôle d’aéroport, etc.),

pour améliorer le maniement du courant des piles lorsqu’ils sont placés parallèlement au

terminal de la pile pour fournir une suralimentation lors d’une haute demande de charge,et

à cause de leur capacité de recharge rapide. Les gros hyper condensateurs sont utilisés

dans certains véhicules pour le freinage régénératif.

Les coûts des hyper condensateurs diminuent rapidement. Au milieu des années 1980, un hypercondensateur de 2,3 volts et de 470 farads manufacturé par Panasonic coûtait 2 $ par farad.

Aujourd’hui, ce même hyper condensateur coûte le vingtième, soit 0,10 $ par farad.



Les principales entreprises dans le domaine sont Maxwell des États-Unis, Epcos d’Europe, Esmade Russie et NESS de Corée du Sud. Selon Andrew Burke du Institute for Transportation Studies

de l’Université de Californie, les hyper condensateurs ont tous plus ou moins les caractéristiquessuivantes, soit de 2,5 à 2,7 volts à 5 farads/gramme. La nouvelle technologie qui est développéeen ce moment, les appareils nanogates, affiche une capacité de 30 farads/gramme.99

Avantages et inconvénients

Les hyper condensateurs et les piles chimiques ne sont pas en compétition et contribueraientmême à l’augmentation de l’efficacité de l’un et l’autre. Cependant, en comparant les deux

technologies, il devient plus facile de faire ressortir les forces et faiblesses des hypercondensateurs.

La densité de l’énergie gravimétrique d’un hyper condensateur est actuellement d’une échelle de

1 à 10 Wh/kg. Cette densité énergétique est élevée par rapport à un condensateur régulier, maisreprésente seulement un dixième de celle d’une pile hybride nickel -métal. De plus, contrairement

à une pile électrochimique, qui fournit un voltage stable dans la gamme de l’énergie utilisable, levoltage d’un hyper condensateur est linéaire et s’affaisse de façon égale du plein voltage à zéro

volt. Pour cette raison, l’hyper condensateur est incapable de livrer une pleine tension, à moinsd’être muni d’un convertisseur DC à DC.

Comme chaque hyper condensateur a un bas voltage, des connections en série deviennent

nécessaires afin d’obtenir de plus hauts voltages. Le taux d’autodécharge est plus élevé que celuides piles, car après 40 jours la capacité décroît de 50 %. En comparaison, les piles à base de

nickel se déchargent de 10 % pendant la même période de temps.

La durée de vie d’un hyper condensateur est estimée à 1 million de cycles contre quelquesmilliers pour une pile. Notons qu’avec une utilisation normale, l’hyper condensateur se détériore

de 20 % après 10 ans. La basse impédance des hyper condensateurs améliore le maniement de lacharge lorsque ces derniers sont placés en parallèle avec une pile. La méthode de charge est

relativement simple puisqu’une fois que l’énergie requise est atteinte, les hyper condensateursarrêtent d’accepter de la tension. Ils n’ont donc pas besoin d’un circuit détecteur de pleinetension comme les piles. Le temps de charge d’un hyper condensateur est de seulement 10

99 John Miller, « Ultracapacitors Challenge the Battery, » June 2004,http://www.worldandi.com/subscribers/ feature_detail.asp?num=23938 page 4.



secondes ce qui est très rapide.100 Finalement, soulignons que les hyper condensateurs ne produisentpas de déchets dangereux comme les piles et qu’ils peuvent fonctionner de - 40 à + 85 oC.

Enercon, un des grands producteurs mondiaux d’éoliennes, a fait l’achat de 1,5 million d’hyper

condensateurs auprès de l’entreprise Maxwell en février dernier. Le modèle BOOSTCAP® serainstallé directement dans les turbines d’Enercon pour stabiliser leur production. Chaque turbine

incorpore de 200 à 700 hyper condensateurs BOOSTCAP.101

Application dans les réseaux autonomes

Tout comme les volants d’inertie, les hyper condensateurs ont une excellente capacité pourabsorber des variations rapides de production et de charge. Toutefois, la quantité d’énergie qu’ils

peuvent stocker n’est pas suffisamment grande pour leur permettre de jouer le rôle décrit dansl’introduction, c’est-à-dire d’absorber la production excédentaire d’un parc éolien et la fournir au

réseau aux moments de plus haute charge.

Les bénéfices que les hyper condensateurs peuvent apporter à un réseau autonome sont de naturedifficilement quantifiable. Par exemple, leur utilisation en conjonction avec une source d’énergie

variable comme l’éolien pourrait réduire le nombre et la fréquence des arrêts et de redémarragedes groupes diesels, ce qui viendrait réduire les coûts d’entretien et de remplacement de ces

équipements.

Notons à cet égard que la Hawaiian Electric Company (HECO) a récemment fait l’installationdans un parc éolien d’un « PureWave Electronic Shock Absorber », qui intègre des

100 http://www.batteryuniversity.com/partone-8.htm.

101 http://www.maxwell.com/news/release.asp?PRID=194.



condensateurs statiques shunt et des hyper condensateurs102. Conçu spécifiquement pour desréseaux isolés, son objectif est de fournir de l’entreposage de court terme, du support à la tension

et d’améliorer la stabilité du réseau.

Cela dit, le dimensionnement optimal d’un système et l’évaluation de ses bénéfices dépassent lecadre de la présente étude.

102 http://www.sandc.com/webzine/011806_1.asp.



Hyper condensateursDescriptionDes condensateurs de très grande capacité quipeuvent être utilisées pour stabiliser le réseau.Aidera à l’intégration de l’éolien, mais pas utilepour le stockage de quantités importantesd’énergie.

Coût ($/MW) Qualité du serviceTaille du système type (kW)Coût total par systèmeDéplacement de diesel (litres parMW installée, /an)

n/a

Déplacement de CO2 (tonnes /an,par MW installée)

n/a

Coût de revient (¢/kWh) n/aDurée de vie (ans) 20 Statut de la technologie CommercialContraintes connues Qualification du personnel




NOx(kg/MWh)

SO2

(kg/MWh)0 0 0 0

Jumelage facile avec BruitDes énergies intermittentes ou variablesFournisseursMaxwell IndustriesTecate Group (distr. en Am. du Nord)1-858-513-2300


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesFiche 21 : Demande d’électricité différable ou optionnelle - page 134

FICHE 21 : DEMANDE D’ÉLECTRICITÉ DIFFÉRABLE OU OPTIONNELLE

Description

Dans les systèmes de jumelage éolien-diesel des réseaux autonomes, surtout dans les systèmes à

haute pénétration éolienne, il existe des périodes pendant lesquelles la production des éoliennesexcédera la consommation d’électricité dans le réseau. Des situations analogues sont possiblesdans les réseaux avec une haute pénétration d’unités photovoltaïques.103

Dans ces cas, une des possibilités est bien sûr d’arrêter les unités de production. Toutefois,

puisque la source d’énergie primaire est gratuite et les coûts variables de production énergétiquesont près de zéro, en général on préfère continuer la production des énergies renouvelables et

« brûler » l’énergie électrique excédentaire dans des résistances électriques ( « dump loads »).Jusqu’ici, des alternatives faisant appel au stockage d’électricité ont été jugées trop chères pour

une application générale.104

La quantité d’énergie gaspillée peut être importante dans des systèmes de jumelage éolien-dieselà haute pénétration où plus de 25 % de l’énergie éolienne peut être perdue.105 Afin d’améliorer

l’économie de tels systèmes, il est utile de considérer comment l’électricité excédentaire peutêtre utilisée plutôt que gaspillée.

1. Demande d’électricité différable

Il s’agit prioritairement de trouver des applications existantes où l’électricité peut êtreutilisée à une valeur aussi élevée que possible, ce qui signifie en général des usages quirequièrent de l’électricité mais où la consommation peut être déplacée dans le temps, ce

qu’on appelle la demande d’électricité différable. Plusieurs systèmes éolien-diesel en

103 Des situations semblables peuvent également se produire dans les systèmes de cogénération où laproduction d'électricité est établie en fonction de la demande de chaleur plutôt que de la demanded'électricité. Dans ce dernier cas, la solution est généralement d’installer des fournaises sur le réseau dechauffage urbain. On peut ainsi rompre le lien entre la génération électrique de la production de chaleur,évitant ainsi tout besoin de demande d’électricité différable ou optionnelle. Ce cas n’est donc pas discutédans cette fiche.

104 De nouvelles technologies de stockage sont traitées dans les fiches 16 à 21.

105 Institut de recherche d'Hydro-Québec pour Hydro-Québec Distribution: Systèmes jumelés éolien-diesel au Nunavik – Établissement des configurations et VAN optimales pour les quatorze villages – miseà jour 2004. IREQ-2003-247C, Varennes, décembre 2003.



Grèce ou sur les Îles de Cap Verde utilisent de l’électricité différable pour ladésalinisation. Un autre exemple souvent cité dans la littérature est le pompage d’eau,

étant donné que les systèmes d’approvisionnement d’eau sont souvent parmi les plusgrands consommateurs d’énergie dans les villages arctiques.

Le potentiel de demande d’électricité différable dans une communauté dépend d’une

analyse détaillée des charges électriques chez les consommateurs principaux.106 Unemodélisation basée sur une telle analyse peut par la suite être combinée avec une

simulation de la production horaire des éoliennes ou des systèmes photovoltaïques pourtrouver des applications plus propices à un traitement différé.

2. Demande d’électricité optionnelle

Dans la mesure où il y a des besoins énergétiques dans un réseau autonome qui

demandent des sources d’énergie qui sont plus chères par unité énergétique que la simplevaleur du chauffage (remplacement du mazout), comme l’énergie mécanique des moteurs

à combustion interne ou la substitution de GPL, ces applications devront être analyséesen second lieu. Ce type de demande supplémentaire pour l’électricité est normalement

appelé la demande d’électricité optionnelle. Nous n’avons pas trouvé d’exemple plusconcret de ce type dans la littérature, sauf pour la production de chaleur mentionnée ci-dessous.

3. La chaleur

L’utilisation d’électricité pour produire la chaleur, par exemple pour le chauffaged’édifices, peut être catégorisée comme la demande optionnelle ou peut être traitée

comme une catégorie en soi. En général les systèmes centralisés qui utilisent la chaleur (ycompris le système d’approvisionnement d’eau) ont une certaine capacité de stockage de

chaleur. Notons que, dans un climat comme celui du Nunavik, il y a des besoins dechauffage presqu’en permanence. Ailleurs, comme aux Îles-de-la-Madeleine, on pourraitenvisager la possibilité d’utiliser l’électricité excédentaire en conjonction avec des

systèmes de stockage de chaleur dans les maisons individuelles, bien que ceci pose desproblèmes de communication pour la régulation des charges.

106 Mia Devine, Ian Baring-Gould, Brent Petrie: Wind-Diesel Hybrid Options for Remote Villages in Alaska,NREL, Golden Colorado, 2004. Disponible dehttp://www.ceere.org/rerl/publications/published/2004/AWEA%2004%20Wind%20Diesel%20in%20Remote%20Villages,%20Alaska.pdf.




4. Demande d’électricité différable

Dans la mesure où il est possible de déplacer des charges électriques au moment oùl'électricité est excédentaire, on peut évidemment économiser les coûts variables de la

génération électrique de cette quantité d'énergie.

De plus, la demande d’électricité différable peut diminuer le nombre d’heures d’opérationdes unités diesel ainsi que le nombre d’arrêts et démarrages dépendant du nombre et de la

taille des unités diesel. À ces économies s’ajoute une limitation de la capacité duréservoir requis pour le stockage de diesel à la centrale électrique (à long terme)107.

5. Demande d’électricité optionnelle

L’économie est le carburant économisé par l’utilisation de l’électricité excédentaire.Évidemment, l’économie énergétique est réduite par les coûts des capitaux pour les

investissements nécessaires pour la possibilité de substituer l’électricité pour d’autressources énergétiques.

6. La chaleur

L’économie et la valeur est le combustible de chauffage économisé (normalement le

mazout dans les réseaux autonomes). À cela s’ajoute comme dans la première catégorieci-dessus une limitation de la capacité du réservoir (central) du village requise pour le

stockage de mazout (à long terme). Comme dans la catégorie précédente l’économieénergétique est réduite par les coûts en capital pour l’installation de calorifères

électriques, des unités pour le chauffage d’eau ou des pompes à chaleur supplémentaires.Pour les systèmes de maisons individuelles s’ajoutent les coûts pour des systèmes de

communication et de contrôle des charges décentralisées. Ces coûts sont estimés dans uneétude américaine à 1 200 $ US par unité108.

107 Cette analyse ressemble évidemment à l'analyse de la demande interruptible, sauf que cette dernièreporte sur les coûts marginaux à long terme de la puissance maximale disponible sur le réseau, tandis quel'analyse ici a un impact (surtout) sur la réduction des coûts d'exploitation variables.

108 Clint Johnson, Utama Abdulwahid, James F. Manwell, Anthony Rogers, Design and Modeling ofDispatchable Heat Storage in Wind/Diesel Systems, Renewable Energy Research Laboratory, Dept. ofMechanical and Industrial Engineering, University of Massachusetts, Amherst, MA.




Aspects de développement de la technologie

Le sujet de l’optimisation des systèmes hybrides diesel / énergies renouvelables est très populairedans la communauté académique. Chaque conférence sur l’énergie éolienne a normalement

plusieurs papiers académiques sur le sujet. Il apparaît néanmoins qu’il y a beaucoup plus delittérature au sujet d’études portant sur l’optimisation des systèmes hybrides que d’expériences

concrètes de l’application au monde réel, sauf pour la désalinisation où la technologie estclairement rentable. Il existe également plusieurs logiciels provenant de projets de recherche,

normalement appliqués aux systèmes éolien-diesel purement hypothétiques109. Il existecependant très peu de littérature concernant l’optimisation de la demande pour favoriser

l’implantation des éoliennes.

Organisation

L’utilisation de l’électricité différée ou optionnelle exige des compteurs supplémentaires pourl’énergie en question. La tarification de l’électricité excédentaire doit être conçue de sorte qu’il y

ait un certain partage des économies entre les consommateurs qui utilisent cette électricitéexcédentaire et le distributeur, donc il faut faire une différenciation des tarifs selon les coûts de

l’énergie qui sera remplacée par l’électricité excédentaire.

109 Ceci inclut le logiciel Hybrid 2 développé par NREL. Manwell, J.F., et al. (1998), Hybrid2 – A HybridSystem Simulation Model Theory Manual, National Renewable Energy Laboratory, Subcontract No XL-1-11126-1-1.Disponible sur http://www.ecs.umass.edu/mie/labs/rerl/hy2/theory/theory.htm.



7. CONCLUSIONS

Les fiches précédentes pourraient servir à faire un choix préliminaire des technologies les plus

prometteuses afin de réduire la consommation de diesel et de mazout dans les réseaux autonomes

au Québec. Elles représentent une comparaison technologique et économique simplifiée et, pour

en tirer des conclusions, il est essentiel de comprendre les limitations de cette approche.

Le calcul des coûts a été simplifié de manière importante dans le cadre de ce rapport. Il est donc

utile de garder à l’esprit les deux éléments suivants :

1. Ces calculs ne représentent pas la durée de vie technique de chacune des technologies. Il

s’en suit qu’une simple comparaison des coûts mènerait inévitablement à des choix

incorrects, puisque des solutions à court terme vont toujours paraître moins coûteuses que

celles à long terme. Les énergies renouvelables et le chauffage urbain ayant généralement

des durées de vie beaucoup plus longues que les groupes diesel, notamment, l’analyse des

coûts sera biaisée en faveur des technologies existantes plutôt qu’envers une quelconque

alternative.

2. Les énergies renouvelables nécessitent généralement un investissement initial plus

important et des coûts d’opération beaucoup plus faibles que les énergies traditionnelles,

ce qui contribue à une comparaison inexacte avec le diesel en termes de coûts futurs. Le

risque associé aux coûts des carburants pour chaque technologie est également non

comptabilisé. La nature imprévisible des prix de combustibles fossiles signifie qu’un

choix basé principalement sur une prévision des coûts d’ingénierie favorise indûment

l’utilisation de carburants.

Il faut souligner que la plupart des analyses contenues dans les fiches sont partielles, chaque

technologie étant comparée à la génération au diesel contemporaine et aux systèmes de

chauffage au mazout existants. Par ailleurs, certaines fiches tiennent en considération des options

décrites dans une autre fiche. Ainsi, le réseau de chauffage urbain décrit dans la fiche 1 est repris

dans plusieurs autres fiches, la source thermique pouvant provenir de la récupération de chaleur

de génération au diesel, des chaudières centrales hautement efficaces ou de différentes énergies

renouvelables comme la géothermie ou la biomasse.



Sous cet angle, le chauffage urbain semble être un concept méritant une évaluation plus

approfondie. Il est toutefois important de souligner qu’une transition vers la cogénération

implique un calcul des impacts économiques et environnementaux qui tiendra compte également

des autres technologies qui seront ensuite introduites.

La perspective retenue lors de l’élaboration des fiches a été celle d’une planification intégrée des

ressources, c’est-à-dire que les observations et calculs s’appuient sur une vision globale des

impacts économiques et environnementaux de chaque technologie. L’analyse tient donc compte

du coût total et des répercussions environnementales sur la société de chacune des options.

Il faut cependant souligner qu’en pratique certains équipements et certaines infrastructures sont

exploités et possédés par les fournisseurs d’électricité, tandis que d’autres sont la propriété de

particuliers ou de municipalités. De plus, les décisions actuelles des ménages peuvent être basées

sur des prix subventionnés pour l’électricité et le mazout. D’autres facteurs institutionnels et

individuels peuvent également représenter des obstacles importants dans la mise en place de

nouvelles technologies au sein de réseaux autonomes.

Nous avons indiqué dans certaines des fiches des aspects organisationnels de la sorte. D’autres

publications récentes, comme le Alaska Rural Energy Plan ainsi que plusieurs plans pour les

énergies renouvelables à travers le monde, portent une attention particulière à ces aspects, qui

peuvent s’avérer un facteur clé à l’implantation réussie de ces technologies. Dans ce contexte,

pratiquement tous les rapports soulignent l’importance d’une bonne communication et d’efforts

d’éducation afin de mobiliser à la fois les autorités et la population locales à l’appui des

initiatives en question. Les développements qui s’appuieront sur ces fiches nécessiteront

probablement des initiatives similaires afin de réussir. Il faut également garder à l’esprit que des

mécanismes financiers novateurs et une réglementation innovatrice tels que le recours obligatoire

aux systèmes collectifs d’énergie pourraient s’avérer essentiels au succès économique et

politique de certaines options.

Un survol des différentes technologies disponibles permet de se rendre compte que certaines

d’entre elles sont beaucoup plus développées que d’autres. Par exemple, un concept comme

l’utilisation de l’électricité excédentaire d’une éolienne pour des fins de chauffage électrique



peut sembler assez simple, mais, dans la pratique, sa mise en place poserait des complications

très importantes. Il n’est donc pas surprenant qu’un tel système n’ait pas encore été instauré.

Le tableau suivant, ainsi que les graphiques en annexe, fait la comparaison qualitative entre les

technologies examinées. Dans ce tableau, certains aspects, tels que le coût d’investissement et le

coût de revient, sont évalués par rapport à la technologie de référence, soit le groupe électrogène,

soit le chauffage à mazout pour les technologies de chauffage. Comme cela est décrit plus en

détail par la suite, seulement quelques technologies sont recommandées en vue de l’évaluation de

leurs avantages et inconvénients : le chauffage urbain, les microturbines, l’hydrocinétique (bien

qu’elle n’ai pas encore atteinte un niveau commercial), la demande différable et les fournaises

efficaces et aux granules pour le chauffage.

Les prochaines sections présentent une analyse sommaire des résultats.



Centralisé Distribué Cogénérationpossible

Coûtde revient

Coût d’inves-tissement

Statut de latechnologie

Déplacementdiesel/$

Résultat

Génération d’électricité et cogénérationGroupe électrogène x - Oui - + Commerciale n.a. -

a03 Biodiesel (gr .el.) x - Oui - + Commerciale n.a. -a02 Cogénérationbiomasse

x - Oui -- - Pré-comm. + -

a04 Biogaz x - Oui + - Commerciale o oa05 Microturbines(cogén.)

x x Oui + + Commerciale + +

a06 Marémotrice x - Non + o Pré-comm. o o

a07 Hydrocinétique x - Non ++ o Pilote o +

a08 Énergie des vagues x - Non + o Pré-comm. o -

a09 Photovoltaique x x Non - -- Commerciale o -

a10 Petites éoliennes - x Non - o Commerciale o o

Stockage d’électricitéa16 Hydrogène x x Oui -- -- Pré-comm. - --

a17 Air comprimé x - Oui + - Commerciale o o

a18 Pompage hydraulique x - Non ++ - Pré-comm. o o

a19 Volants d'inertie x - Non n.a. Commerciale n.a.

a20 Hypercondensateurs x - Non n.a. Commerciale n.a.

a21 Demande différable - x n.a ++ ++ Commerciale ++

ChaleurChauffage à mazout - x n.a. - + Commerciale n.a. -

a03 Biodiesel (mazout) - x n.a. -- + (possible) n.a. -

a01 Chauffage urbain x - Oui ++ o Commerciale o +

a11 Thermopompes x x n.a -- -- Commerciale - --

a12 Solaire thermique - x n.a -- - Commerciale - -

a13 Fournaises efficaces - x n.a + + Commerciale + +a14 Fournaises àgranules

- x n.a - + Commerciale ++ o

a15 Stockage de chaleur x x n.a Commerciale



7.1. Production d’électricité et cogénération

Plusieurs technologies peuvent être appliquées soit de façon centralisée soit de façon distribuée,

et en mode « électricité » ou en mode « cogénération ». La cogénération rajoutée aux groupes

électrogènes est déjà pratiquée dans plusieurs régions nordiques. Cette option semble, malgré ses

coûts d’investissement élevés, être une option prometteuse pour réduire les besoins en mazout.

En général, l’option cogénération, si elle est disponible, demeure très avantageuse, car la vente

de la chaleur peut réduire le coût d’électricité de façon importante, comme par exemple pour les

microturbines où le coût de revient estimé baisse de 47 à 23 ¢/kWh. Le biogaz permet d’obtenir

un prix d’électricité très bas en mode cogénération, mais cette option ne semble pas très pratique

dans les communautés nordiques à cause des difficultés de trouver des volumes suffisants de

biomasse.

Les technologies océaniques ont des facteurs d’utilisation assez bas, et leur exploitation peut

devenir impossible en hiver à cause de la glace (surtout pour l’énergie des vagues). Le

photovoltaïque, quoique simple à implanter, apparaît dans nos fiches parmi les options les plus

chères. Toutefois, il est important de souligner que si les calculs tenaient compte de la durée de

vie prolongée des modules, d’une part, et des améliorations technologiques prévues dans un

court avenir qui impliqueraient une importante baisse des coûts, d’autre part, le résultat pourrait

être fort différent, surtout pour une application dans les réseaux les plus chers à desservir en

diesel.

Les petites éoliennes offrent des facteurs d’utilisation assez bas, ce qui les désavantage par

rapport aux grandes éoliennes ou autres technologies. Leur coût de revient n’est pas plus bas que

le diesel, mais elles peuvent quand même apporter une réduction modeste en consommation de

diesel sans augmenter le coût total du système. L’hydrocinétique serait faisable seulement en

présence d’un cours d’eau suffisamment grand pour avoir des débits significatifs en hiver.

Toutefois, ses coûts attrayants en font une option fort intéressante, malgré le fait qu’il n’y ait que

quelques projets pilotes jusqu’ici.



7.2. Stockage d’électricité

La question des technologies de stockage énergétique a été abordée avec une attention

particulière pour la problématique reliée à l’éolien à haute pénétration. Lorsque des conditions de

vents à haute vélocité coïncident avec une faible demande (la nuit, par exemple), des quantités

importantes d’énergie seraient perdues, à moins que des technologies de stockage efficaces (ou

leur équivalent fonctionnel) puissent être intégrées. Ce problème particulier nécessite une

configuration inhabituelle des systèmes de stockage : la capacité de recevoir de grandes quantités

d’énergie rapidement, et une capacité de stockage suffisante pour permettre d’utiliser cette

énergie sur une période beaucoup plus longue. Cela implique que la capacité de la composante

qui « charge » le stockage (l’électrolyseur dans un système à hydrogène, la pompe dans un

système d’accumulation par pompage hydraulique, et le compresseur dans un système à air

comprimé) doit être plusieurs fois plus grande que celle de la composante de décharge (la pile à

combustible, la turbine et la turbine au gaz, respectivement). La capacité de stockage doit

également être grande, une modélisation précise étant toutefois nécessaire afin de déterminer la

taille requise. Ces paramètres mènent à une évaluation des prix très différente de celle issue

d’une configuration standard.

Parmi les options de stockage, notre analyse démontre que, dans cette configuration, l’hydrogène

demeure une technologie très coûteuse, principalement à cause du prix des électrolyseurs à haute

capacité, et non de celui des piles à combustible. Un stockage non géologique de l’air comprimé

semble prometteur, surtout si les turbines au gaz sont déjà intégrées au système, mais cette

option n’a pas encore été implantée dans une installation commerciale. Par ailleurs, en fonction

de la capacité de stockage nécessaire, le coût élevé de l’équipement de stockage peut rendre cette

technologie non rentable.

Le pompage de l’eau de mer représente également un concept intriguant, si des sites d’une

hauteur adéquate sont disponibles à proximité de la mer et des communautés. Dans ce cas aussi,

il s’agit d’une technologie nouvelle qui amène des complications importantes et des coûts

significatifs, et ce, sans mentionner la problématique environnementale qui risque

d’accompagner ce type d’installation.

Nous avons également examiné deux technologies avancées que sont les volants d’inertie et les

hyper condensateurs. Même si ces technologies offrent des bénéfices notables au réseau,



particulièrement lorsqu’il y a une composante éolienne importante, aucune des deux ne peut

répondre aux critères de stockage cités plus haut. Cela dit, il est important de noter que des

projets pilotes sont en cour pour chacune de ces deux technologies dans le cadre de réseaux

isolés ailleurs qu’au Québec. Au fur et mesure que les projets de jumelage diesel-éolien à l’Ïle

d’Entrée et au Nunavik vont de l’avant, il pourrait être utile d’examiner la valeur ajoutée que ces

deux technologies peuvent apporter aux réseaux concernés.

Finalement, il importe de souligner que notre mandat n’impliquait pas l’étude de batteries

comme moyen de stockage d’énergie. Toutefois, des avances importantes sont en cours dans ce

domaine. Ainsi, il serait également important de faire le point sur l’état de développement et des

coûts de ces nouvelles technologies avant que la conception d’installations éoliennes ne soit

arrêtée. Les batteries redox au vanadium, développées par l’entreprise canadienne VRB Power

Systems (C.-B.) se montrent particulièrement intéressantes dans ce contexte. Le Conseil national

de recherche a récemment acquis une unité VRB pour évaluer son potentiel dans le cadre du

jumelage diesel-éolien dans les réseaux autonomes110.

Rappelons que, malgré le stade pré-commercial et dispendieux de ces technologies actuellement,

la problématique du gaspillage de quantités importantes d’énergie dans un système de haute

pénétration éolien-diesel est bien réelle. Il est donc fortement conseillé de maintenir une veille

sur l’évolution de ces technologies dans les années à venir.

7.3. Chaleur

La comparaison des technologies pour fournir la chaleur montre que, bien qu’il soit possible

d’utiliser les ressources renouvelables de chaleur même dans les réseaux autonomes, il ne semble

pas que leur utilisation amène une réduction réelle du coût par rapport à l’utilisation du mazout.

Les thermopompes ne sont pas utiles dans les réseaux autonomes, car l’avantage du chauffage

plus efficace est anéanti par le besoin additionnel en électricité, qui est générée à basse efficacité

par des groupes électrogènes. Les panneaux solaires thermiques sont également incapables

d’atteindre le coût de revient du mazout, du moins selon l’approche simplifiée utilisée ici pour

estimer les coûts en capital. Seules les fournaises plus efficaces sont capables de réduire le coût

110 http://www.vrbpower.com/docs/news/2006/20060308%20-%20PR%20-%20NRCC%2010kWh%20Purchase.pdf.



de chauffage de façon importante dans les réseaux autonomes, tout en réduisant le besoin

d’importer les carburants fossiles.

7.4. Comparaisons

Les figures à la fin de ce chapitre font la comparaison entre les technologies examinées. Les

barres rouges sont les points de repère, soit les valeurs pour les groupes électrogènes et les

fournaises existantes. Quant au coût de revient des options de génération d’électricité, le

biodiesel, les petites éoliennes, l’énergie des vagues et les microturbines sans cogénération se

trouvent au même niveau que les groupes électrogènes, au prix courant du diesel. Les

microturbines (et les groupes électrogènes) avec cogénération, l’énergie marémotrice, le biogaz

et l’hydrocinétique sont moins coûteux que les groupes électrogènes, tandis que les coûts du

photovoltaïque et de la cogénération avec biomasse sont clairement plus élevés suivant les

méthodes simplifiées de calcul. En ce qui concerne le stockage, seuls les options « air

comprimé » (en combinaison avec des turbines) et « pompage hydraulique » semblent

intéressantes d’un point de vue économique, dans cette première évaluation.

Pour les options de chauffage, les différences entre les cas examinés sont moins distinctes : le

solaire thermique et les thermopompes sont parmi les solutions les plus dispendieuses, alors que

le chauffage urbain (utilisant la chaleur des groupes électrogènes) est l’option la plus attrayante.

La deuxième figure montre le déplacement de diesel et/ou mazout, critère important pour éviter

la construction de nouveaux réservoirs dans les réseaux autonomes. Il est important de considérer

que l’utilisation de biodiesel déplacerait le diesel, mais ne présente pas de solution pour la

demande croissante de carburant, car elle nécessite toujours le stockage dans des réservoirs.

Cette option n’a donc pas été incluse dans cette figure. Pour l’option biomasse, le stockage de

diesel est remplacé par le stockage de granules, ce qui est moins compliqué par rapport aux

permis environnementaux à obtenir. La figure montre que les systèmes qui fournissent le plus

d’énergie par kW installé déplacent un maximum de diesel ou de mazout. Les options de

stockage apparaissent parmi les technologies avec le plus grand impact, mais ce constat découle

en grande partie de l’hypothèse décrite à la section 5.5, selon laquelle l’énergie stockée a un coût

nul parce qu’elle aurait autrement été perdue. Les options de chaleur n’apportent pas de grande

réduction de la demande de mazout. Ceci peut être expliqué par l’efficacité plus grande du

chauffage (environ 76 %) par rapport aux groupes électrogènes (30 %). Le déplacement



d’électricité des groupes électrogènes a donc un impact beaucoup plus important que le

déplacement de chaleur venant des fournaises à mazout. Pourtant, cette figure omet un aspect

très important : celui de l’investissement requis. Pour cette raison, une deuxième figure montre le

déplacement de diesel et mazout par dollar investi. Les options utilisant la biomasse sont alors

les plus efficaces, tandis que les options de stockage sont les plus dispendieuses. La figure

confirme encore que les thermopompes n’offrent qu’un très petit avantage par rapport au

système existant. Les options renouvelables les plus économiques (marémotrice et

hydrocinétique) offrent des réductions importantes par dollar investi.

Ces résultats sont étroitement liés au coût d’investissement par kW, sujet de la figure suivante.

Le coût du stockage d’hydrogène est d’un ordre de grandeur plus élevé que les autres options.

Seules les microturbines peuvent se comparer aux groupes électrogènes pour les options

électriques, quoique les différentes fournaises aient des prix très comparables. Le solaire

thermique et les thermopompes ont des coûts élevés, ainsi que le chauffage urbain.

Si l’on compare, enfin, les émissions des différentes options (dernière figure), il est clair que les

technologies renouvelables n’ont pas d’émissions. Seule la biomasse cause des émissions, et peut

émettre plus de poussière que le mazout ou le diesel, en fonction des technologies de nettoyage

appliquées. En général, toutes les options examinées sont moins polluantes que les options

existantes. L’utilisation de biodiesel peut légèrement augmenter les émissions de NOx. Les

options de stockage n’ont pas d’émissions, sous réserve d’utiliser l’énergie éolienne comme

énergie primaire.

7.5. Technologies prometteuses

Après cet examen des différentes nouvelles technologies, il en ressort que les options les plus

intéressantes d’un point de vue économique et technique seraient :

1. Le chauffage central urbain avec cogénération (en utilisant le diesel comme carburant)

lorsque la configuration géographique de la communauté le permet, ou surtout lorsqu’un

nombre important de nouveaux édifices seront construits ;

2. Les microturbines décentralisées à cogénération; et

3. Les technologies hydrocinétiques, lorsqu’elles seront matures.



Les premières deux options sont déjà disponibles commercialement. Elles possèdent des

antécédents prometteurs dans des conditions arctiques et semblent être des technologies à faible

risque. Le chauffage urbain offre plusieurs options intéressantes en ce qui concerne les sources

thermiques, comme l’incinération des déchets qui, même s’il ne s’agit pas nécessairement d’un

enjeu énergétique en lui-même, représente clairement un problème de société dans les régions

arctiques. Puisque le Groenland semble jouir d’une avance d’environ cinquante ans en ce qui a

trait à la cogénération et au chauffage urbain, et une dizaine d’années d’expérience avec

l’incinération des déchets, il pourrait être utile d’envisager la possibilité d’un partage des

expériences dans ce domaine, comme le recommande également l’Alaska Rural Energy Plan.

À ces options s’ajoutent bien sûr des technologies bien connues comme la petite hydraulique et

l’éolien de haute pénétration. À la lecture de la stratégie énergétique récemment rendue publique

par le gouvernement du Québec, il semble clair que les projets de jumelage diesel-éolien iront de

l’avant assez rapidement. Pour ce qui est de la filière de la petite hydraulique, nous présumons

que cette option continue d’être examinée, selon la disponibilité de sites adéquats et selon les

intérêts des communautés concernées.

7.6. Prochaines étapes

Pour arriver à réaliser un projet-pilote d’application des technologies examinées, les démarches

suivantes sont recommandées à Hydro-Québec :

Dans la mesure où l’installation d’un réseau de chauffage urbain semble une optionréaliste dans au moins une communauté, il est suggéré d’étudier également le chauffageurbain aux granules de bois, l’incinération des déchets, et les concentrateurs solaires pour

la cogénération d’électricité et de chaleur.

Dans la mesure où des technologies de longue vie utile semblent intéressantes, par

exemple le chauffage urbain ou le photovoltaïque, leurs coûts de revient devraient êtrerecalculés avec une méthode qui tient compte de la durée de vie du matériel. On devraitégalement évaluer le risque de hausses du prix des carburants fossiles. Ce recalcule

devrait être basé sur des méthodologies qu’Hydro-Québec emploie pour évaluer sespropres investissements à long terme. Il serait également utile d’identifier les

communautés où l’électricité est plus chère que 40 ¢/kWh et d’en analyser les raisonspour confirmer si certaines technologies qui paraissent trop coûteuses pourraient

néanmoins se qualifier pour ces réseaux.



Le choix d’une communauté où un projet-pilote aurait une grande probabilité de réussirs’il peut servir d’exemple pour sa réplication dans d’autres communautés. Ce choix

devrait être basé sur une connaissance approfondie des caractéristiques particuliers dechaque communauté, ainsi qu’une évaluation de sa situation sociale, géographique etstructurelle. Une visite aux communautés concernées pourrait aider à faire un choix final.

Ces recommandations sont d’autant plus importantes étant donné le mandat énoncé dans le cadrede la nouvelle stratégie énergétique du gouvernement selon lequel Hydro-Québec doit définir un

plan d’implantation de systèmes de jumelage éolien-diesel dans l’ensemble des réseauxautonomes. Comme nous l’avons souligné ci-dessus, l’implantation d’un système éolien, surtout

à haute pénétration, modifie inévitablement plusieurs des éléments du contexte énergétique etéconomique de la communauté. Il est donc essentiel que tout projet pilote d’autres technologiessoit planifié en relation avec les autres gestes actuellement au stade de la planification.

Dans ce contexte particulier, nous suggérons l’approche suivante :

Dans un premier temps, nous suggérons de passer en revue le contexte énergétique dechacun des réseaux autonomes, pour identifier les cas les plus propices pour un projet

pilote ; et

Dans un deuxième temps, en consultation avec le personnel de HQRA, nousrecommandons d’étudier les synergies positives ou négatives par rapport aux installations

éoliennes sous considération, étant bien entendu que l’identification de systèmes éoliensdans les diverses communautés demeure à un stade très préliminaire.

Finalement, nous suggérons également de maintenir une veille sur les technologies identifiées, en

apportant des mises à jour, chaque fois que cela est nécessaire. Ces fiches peuvent aussi êtrecomplétées tant par l’ajout d’autres technologies que nous avons identifiées comme prometteuses

dans le cadre de ce travail, par exemple les batteries redox au vanadium, que par l’ajout d’autrestechnologies qui peuvent apparaître dans un avenir prochain.


Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesAnnexe I - page 149

ANNEXE I – GRAPHIQUES SOMMAIRES

1) Coût de revient

0

20

40

60

80

100

120

Groupe éle

ctrog

ène

3 Biodies

el (gr .e

l.)

2 Cogéné

ration bio

masse

4 Biogaz

5 Micr

ot urbi

nes (é

lectrici t

é)

5 Microtu

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coût de revient

avec crédit CO2Électricité et cogénération

cent/kWhel

Chaleur

cent/kWhth

Stockagecent/kWhel



2a) Déplacement de carburants fossiles

Déplacement diesel et/ou mazout en litres par kW, par an

0500

100015002000250030003500400045005000

2 Cogéné

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4 Biogaz

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2b) Déplacement de carburants fossiles

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Électricité et cogénération ChaleurStockage



3) Coût d’investissement

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SOx (x1000)Électricité et cogénération

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Technologies permettant de réduire l’utilisation du diesel dans les réseaux autonomesAnnexe II - page 154

ANNEXE II – PROGRAMMES FÉDÉRAUX SUR LES ÉNERGIES

RENOUVELABLES

Les informations ci-dessous concernent les programmes fédéraux en date d’avril 2006. Étant

donnés le changement récent de gouvernement, ainsi que les nombreuses compressionsbudgétaires auxquelles il procède actuellement, il est recommandé de vérifier périodiquement la

validité de ces informations.

1. TEAM (Mesures d'action précoce en matière de technologie)

TEAM est un programme géré par trois ministères fédéraux, soit RNCan, Environnement

Canada et Industrie Canada. Les TEAM appuient les projets de développement à un stade avancéainsi que les nouveaux projets de démonstration servant à réduire les gaz à effet de serre auCanada et ailleurs, tout en favorisant le développement social et économique. Les programmes

appuyés par les TEAM suivent une méthode unique basée sur le financement par reconduction etle réseautage élaboré dans le but de rassembler des partenaires provenant de l'industrie, des

collectivités et des organismes internationaux afin de promouvoir davantage d'investissement.Afin d'obtenir l'appui des TEAM, un projet doit occasionner la réduction ou l'élimination des

émissions de gaz à effet de serre, ou y contribuer fortement. Les TEAM donnent leur appui dansles cinq principaux secteurs prioritaires suivants :

Procédés moins polluants à base de combustibles fossiles

Technologie liée à l'efficacité énergétique

Biotechnologie

Économie basée sur l'hydrogène

Production énergétique décentralisée

Clairement, le mandat de TEAM est lié à des projets de réduction de l’utilisation des carburantsfossiles, et spécifie, entre autres, des technologies comme la biomasse, les microturbines,

l’éolien, le solaire et l’énergie des vagues.



Globalement, les contributions des TEAM, ajoutées à l'ensemble des autres fonds, visent unrapport de partage de 5 pour 1. Habituellement, le financement total accordé par le gouvernement

fédéral pour la réalisation d'un projet est de moins de 50 p. 100 ; toutefois, il s'agit d'une sommeflexible dépendant de chaque projet, pourvu que le rapport général reste le même. L'aidefinancière prévue dans le cadre des TEAM sera, de préférence, de moins de 75 p. 100, mais ne

devra pas excéder les 85 p. 100 de la part du financement assumée par le gouvernement fédéral,à moins que le Comité de direction l'autorise comme expliqué à l'étape III du Plan d'affaires des

TEAM.

Lien: http://www.climatechange.gc.ca/francais/team_2004/

2. Le fonds municipal vert

Le Fonds municipal vert (FMV) a été créé par le gouvernement du Canada dans son budget de

2000 afin de stimuler les investissements dans des projets municipaux novateurs axés surl'environnement qui permettent aux collectivités canadiennes de progresser dans la voie du

développement durable. Le FMV appuie les partenariats publics-privés afin de mettre àcontribution les fonds publics et privés dans des initiatives municipales visant à améliorer la

qualité de l'air, de l'eau et du sol, ainsi qu'à réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Le FMV est le seul fonds centré en particulier sur les besoins des gouvernements municipaux etpropose un vaste éventail de produits financiers, de ressources, d'expertise et de services. Dans le

cas des projets d'immobilisations, le financement annuel disponible est de 50 à 70 millions dedollars en prêts et de 7 à 10 millions de dollars en subventions. Des subventions de 8 à 12

millions de dollars par année sont également réservées en tout temps aux études de faisabilité,évaluations, essais sur le terrain et plans de collectivités viables. Le FMV continue d'appuyer les

mesures visant l'énergie, les déchets, l'eau, les transports durables et la planification descollectivités viables, de même que la nouvelle catégorie du réaménagement des terrains

contaminés.

Le gouvernement municipal doit faire partie du partenariat de réalisation du projet. Lorsque lalégislation d’une province ou d’un territoire ne permet pas qu’une administration municipale

procède à des emprunts auprès du FMV, celui-ci peut consentir le prêt à une société contrôléepar la province ou le territoire, ou qui lui appartient, et dont le mandat prévoit notamment

l’emprunt de sommes pour le compte d’administrations municipales. Basées sur les avantagesenvironnementaux possibles procurés par le projet d’immobilisation, les options de financement



varient d’un prêt de 25 % du total des coûts admissibles jusqu’à la combinaison d’un prêt etd’une subvention de 80 % et de 50 % du total des coûts admissibles, respectivement. L’option de

financement disponible aux personnes qui demandent des études de faisabilité, des essais sur leterrain et des plans de collectivités viables est une subvention de 50 % du total des coûtsadmissibles jusqu’à un maximum de 350 000 $.

Lien : http://www.sustainablecommunities.ca/fr/GMF/

3. PACAN (Programme d’action pour les collectivités autochtones et nordiques)

En août 2003, le gouvernement du Canada a annoncé un nouveau budget d'environ 30,7 M$

répartis sur quatre ans pour appuyer les initiatives sur les changements climatiques et l’énergiedans les collectivités autochtones et nordiques.

Le programme vise toutes les activités liées à la gestion de l’énergie, incluant :

Communications et sensibilisation

Mesures du développement de la capacité

Analyse énergétique de base des collectivités

Mesures d’efficacité énergétique

Utilisation de sources d’énergie renouvelables et de remplacement

Le PACAN est administré par l’intermédiaire des bureaux régionaux d’AINC, sauf pour ce quiest des initiatives d’envergure nationale ou multirégionale, auquel cas les projets sont

administrés par l’administration centrale d’AINC et de RNCan. Chaque région soumet son planannuel à l’approbation du Comité de direction national du PACAN. Les fonds accordés aux

projets approuvés sont transférés aux régions, qui en assurent la gestion. Le programme offre anappui de 5 000 $ pour les activités d’information et de sensibilisation, jusqu’à 250 000 $ pour les

systèmes d’énergie renouvelable. Cette limite de financement peut augmenter jusqu’à unmaximum de 350 000$ pour les collectivités du nord, éloignées et avec réseau autonome.

Lien : http://www.ainc-inac.gc.ca/clc/index_f.html



4. TDDC (Technologies du développement durable Canada)

Ce fonds de 550 millions $ finance les technologie émergeantes, y compris dans le secteur del’énergie. Un projet doit être géré par un groupe de promoteurs, et doit inclure des aspects

innovateurs. On pourrait envisager un projet de demande différable ou un projet utilisant unetechnologie au stade pré-commercial au Canada qui jouirait d’un apport de TDDC. Pour être

éligibles à ce programme, les candidats doivent faire la preuve suivante :

le projet proposé est techniquement solvable et est entrepris par un candidat qui possèdeles capacités techniques, financières et de gestion nécessaires;

le projet proposé sera entrepris en collaboration et de façon novatrice;

la nouvelle technologie et la propriété intellectuelle connexe seront diffusées en tempsopportun dans les secteurs pertinents du marché;

le financement est nécessaire pour s’assurer que le projet évolue de manière que les

Canadiens en bénéficient largement à l’échelle nationale et régionale.

La Fondation peut financer en moyenne, si on considère l’ensemble de son portefeuille de projetsfinancés, jusqu’à 33 % des coûts de projets admissibles et jamais plus de 50 % des coûts

admissibles d’un projet donné. Les limites de financement imposées à chaque projet sont établiespar le Conseil d’administration de TDDC au moment de l’approbation du projet.

Lien : http://www.sdtc.ca/fr/

5. Autres Programmes fédéraux

Initiative des Innovateurs énergétiques (IIE)

L’IEE peut aider à investir dans les bâtiments avec les appuis financiers pour l’amélioration durendement énergétique. Après avoir adhéré à l’IEE, les organismes admissibles peuvent

présenter une demande.



Les organismes commerciaux et institutionnels peuvent recevoir jusqu’à 50% des coûtsadmissibles liés aux vérifications énergétiques, aux études de faisabilité, aux plans de gestion de

l’énergie et aux autres mesures liées à l’élaboration de projets.

Les organismes commerciaux et institutionnels peuvent recevoir jusqu’à 25 % des coûtsadmissibles (en fonction des économies d’énergie envisagées) pour la gestion et l’élaboration de

projets, les systèmes d’éclairage, de chauffage, de contrôle et de surveillance, la formation ainsique d’autres mesures liées à l’économie d’énergie.

Programme d'encouragement aux systèmes d'énergies renouvelables (PENSER)

En vigueur depuis le 1er avril 1998, PENSER est un programme d’une durée de neuf ans et d’une

valeur de 24 millions de dollars créé pour promouvoir l’utilisation de systèmes à énergierenouvelable pour le chauffage et le refroidissement des locaux et de l’eau. Les entreprises

peuvent recevoir un remboursement de 25 % des coûts d’achat et d’installation d’un systèmeadmissible, soit un remboursement pouvant atteindre 80 000 $. Ressources naturelles Canadaoffre des mesures incitatives similaires aux organismes fédéraux et à des établissements publics.

Dans les collectivités éloignées, les organisations peuvent recevoir un remboursement de 40 %des coûts d’achat et d’installation d’un système admissible, soit un remboursement maximum de

80 000 $.

Fonds pour l’innovation en matière de logement

Dans la stratégie Rassembler nos forces - Le plan d'action du Canada pour les questions

autochtones, on souligne la nécessité de favoriser le renforcement des capacités dans lescollectivités des Premières Nations. Le Fonds pour l'innovation en matière de logement (FIL)

offrira aux Premières Nations la possibilité d'explorer des formules nouvelles et innovatricessusceptibles de leur permettre d'améliorer leur situation en matière de logement.

TECHNOLOGIES PERMETTANT DE RÉDUIRE · PDF fileStockage d’énergie 104 Fiche...

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